СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ

Данное изобретение относится к способу эксплуатации ветроэнергетической установки, а также к ветроэнергетической установке и ветряному парку из нескольких ветроэнергетических установок.

Ветроэнергетические установки и способы их эксплуатации достаточно известны. На фиг. 1 в качестве примера показана такая ветроэнергетическая установка, имеющая башню с гондолой и генератором. Гондола содержит ротор с роторными лопастями, которые перемещаются под действием ветра для выработки электрического тока с помощью генератора.

Обычно ветроэнергетические установки используют для того, чтобы преобразовывать кинетическую энергию ветра в электрическую энергию и подавать в виде электрического тока в электрическую распределительную подстанцию, которую упрощенно можно называть электрической сетью или просто сетью. В настоящее время ветроэнергетические установки широко известны и могут использоваться, в том числе и для поддержания стабильности для электрической сети. В частности, ветроэнергетические установки, осуществляющие подачу электрического тока через выпрямитель, характеризуются тем, что они способны очень быстро реагировать на изменения в сети.

Поддержание стабильности сети в зависимости от соответствующей ситуации в ней может означать, например, что ветроэнергетическая установка - или, соответственно, ветряной парк из нескольких ветроэнергетических установок - снижают подаваемую в сеть мощность, если в сети возникают, в частности, кратковременные излишки энергии. И, наоборот, в ожидании кратковременной нехватки энергии, то есть, в частности, в ожидании кратковременного, в частности скачкообразного, нарастания потребляемой мощности, то есть отбираемой мощности, ветроэнергетическая установка или ветряной парк на очень кратковременный период отдают в электрическую сеть дополнительную мощность. Это возможно, например, за счет того, что в режиме такого ожидания ветроэнергетическая установка или целый ветряной парк эксплуатируются с пониженной мощностью, то есть перед ожидаемым событием отдают в сеть меньше мощности, чем это было бы возможно исходя из расчетных параметров рассматриваемой ветроэнергетической установки и преобладающего ветра.

Первые технические решения по поддержанию стабильности сети были предложены, например, в DE 100 22 974 А1. Согласно этой заявке предлагается снижать подаваемую мощность в зависимости от частоты в сети, которая может служить индикатором излишка или нехватки мощности в сети. Такое снижение мощности имеет, однако, и недостаток, заключающийся в том, что из-за снижения мощности в сеть подается меньше энергии, чем это доступно при преобладающем ветре. Другими словами, мощность теряется. Часто операторы ветроэнергетических установок вправе получать плату за эту растраченную мощность или по меньшей мере получить соответствующую компенсацию. Например, в Германии согласно Закону о возобновляемых источниках энергии (EEG) от 2000 г. с последующими поправками оператор сети обязан оплачивать мощность, получаемую из возобновляемых источников энергии, таких как ветроэнергетические установки.

Таким образом, в случае ветроэнергетических установок существует проблема точного определения имеющейся мощности, так как оператор сети не хочет платить слишком много, а оператор ветроэнергетической установки не хочет получать слишком низкую оплату расходов. Однако ветроэнергетическая установка, отдающая в сеть меньше мощности, чем может быть произведено при преобладающем ветре, эксплуатируется при пониженном режиме работы. Оптимальный режим работы, при котором при преобладающем в данный момент ветре отбирается достаточная мощность, в случае работающей на пониженном режиме ветроэнергетической установки является, таким образом, фиктивным режимом работы.

В принципе, любой скорости ветра может соответствовать оптимальный рабочий режим. Однако это предполагает точное измерение скорости ветра, что по различным причинам зачастую является теоретически возможным, по меньшей мере чрезвычайно неточным. Современная ветроэнергетическая установка имеет ротор большого диаметра. Например, установка Е126 фирмы Enercon имеет диаметр ротора 126 м. При этом ротор имеет площадь обдуваемой поверхности около 10000 м². На этих 10000 м² практически нет единой скорости ветра - даже без учета порывов ветра и других вариаций скорости ветра с течением времени. Диаметр ротора 126 м одновременно означает, что обдуваемая область имеет разность высот в 126 м. Использование измерения скорости ветра для определения рабочей мощности такой ветроэнергетической установки является поэтому проблематичным, или же вообще непригодным. В случае высоты ступицы 137 м разность высот, в которой работает ротор, составляет от 74 до 200 м. В принципе, ротор ветроэнергетической установки является единственным подходящим средством для определения соответствующей скорости.

В общем случае отсылка делается на следующие документы: DE 103 00 733 B3, EP 2 275 674 A2, DE 100 22 974 A1 и DE 10 2010 026 299 A1.

В основу данного изобретения положена задача решения по меньшей мере одной из указанных выше проблем. В частности, предлагается решение для максимально точного и надежного поддержания, регулирования и/или определения разницы в мощности, а именно разницы между производимой в текущий момент мощностью и максимально производимой мощностью, которая может быть произведена в данных конкретных условиях. Под произведенной мощностью и, соответственно, под максимальной производимой мощностью подразумевается, в частности, электрическая мощность, которую отдает или, соответственно, может отдавать ветроэнергетическая установка. Должно быть предложено по меньшей мере одно альтернативное решение.

Согласно изобретению предлагается способ, раскрываемый в п. 1 формулы изобретения. В соответствии с этим предложен способ эксплуатации ветроэнергетической установки для производства электрической мощности из ветра, причем ветроэнергетическая установка эксплуатируется по выбору в первом или во втором рабочем режиме, то есть может эксплуатироваться в обоих режимах. Первый рабочий режим - это режим, при котором ветроэнергетическая установка вырабатывает столько электроэнергии, или соответственно, мощности, сколько это возможно при преобладающем ветре и расчетных параметрах ветроэнергетической установки. Точности ради следует указать, что энергия, конечно же, может не только вырабатываться, но и преобразовываться. На практике же оказалось удобным обозначать такое преобразование энергии как выработку энергии. Вторым рабочим режимом является такой, при котором ветроэнергетическая установка вырабатывает меньше электрической мощности, чем в первом рабочем режиме.

Для эксплуатации ветроэнергетической установки в первом рабочем режиме за основу принимается первый набор установочных параметров, а во втором рабочем режиме - второй набор установочных параметров, соответственно. Эти первый и второй наборы установочных параметров используют, таким образом, для того, чтобы соответственно управлять ветроэнергетической установкой в зависимости от скорости ветра. Соответствующий наборов установочных параметров может быть описан, например, рабочей характеристикой. Эксплуатация ветроэнергетической установки в зависимости от скорости ветра не обязательно означает, что для этого измеряется скорость ветра, хотя это и возможно. Более того, зачастую скорость ветра определяется лишь по реакции ветроэнергетической установки и, соответственно, учитывается в ней. Хотя по такой приведенной в качестве примера рабочей характеристике режима эксплуатации ветроэнергетической установки и можно соотносить скорость ветра, однако, часто скорость ветра как величина все-таки является не известной или, по крайней мере, не должна быть известной.

Если ветроэнергетическая установка эксплуатируется во втором рабочем режиме, то есть с пониженной мощностью, то максимальная производимая при первом наборе установочных параметров мощность или разность мощностей определяются как разность между максимально производимой мощностью и произведенной в текущий момент сниженной мощностью. Такое определение происходит в зависимости от второго набора установочных параметров. Это означает, что второй набор установочных параметров определяется, в частности, с учетом других текущих параметров установки, например, регулируемой частоты вращения ротора и/или регулируемой производимой мощности. В частности, текущая скорость ветра на это определение набора установочных параметров не оказывает влияния или влияет незначительно.

Помимо этого или в качестве альтернативы второй набор установочных параметров выбирается в зависимости от желаемого снижения мощности, а именно от того, насколько мощность, которую необходимо произвести ветроэнергетической установкой, должна быть снижена по отношению к максимально производимой в текущий момент мощности ветроэнергетической установки. В основе этого лежит, в принципе, та же идея, а именно чтобы выбранный второй набор установочных параметров отражал информацию, в частности точную информацию о производимой мощности по сравнению с максимально производимой мощностью.

При этом следует также подчеркнуть, что первый рабочий режим отличается от второго рабочего режима, и за основу первого рабочего режима для каждой конкретной ветроэнергетической установки обычно принимается фиксированный набор установочных параметров. Второй рабочий режим основывается на другом наборе установочных параметров, который, однако, предпочтительно является изменяемым или, соответственно, регулируемым. Так, например, второй набор установочных параметров может быть таким, при котором мощность снижается относительно максимально производимой мощности на относительную величину, например, на 10% или на абсолютную величину, например, на 200 кВт. Так, для различной степени снижения мощности, будь то на относительную или абсолютную заданную иным образом величину, могут применяться различные наборы установочных параметров.

Например, если в качестве второго набора установочных параметров используют такой, при котором вырабатываемая мощность оказывается на 300 кВт ниже максимально вырабатываемой мощности, то исходя только из выбранного второго набора установочных параметров понятно, что разница в мощности составляет 300 кВт, то есть в настоящий момент может взиматься соответствующая оплата за 300 кВт. Естественно, это предполагает, что ветер имеет такую силу, что данная установка вообще может эксплуатироваться с примерно указанной мощностью 300 кВт, то есть вообще может вырабатывать энергию во втором рабочем режиме. Впрочем, это обстоятельство, конечно же, должно учитываться и для аварийного отключения, и для других случаев отключения.

Если, например, за основу принят набор установочных параметров, которому соответствует относительная разность мощностей, например, на 20% ниже максимальной мощности, то эта разность мощностей может измениться и должна определяться с учетом произведенной электрической мощности. Если же ветроэнергетическая установка в случае примерного второго набора установочных параметров вырабатывает 800 кВт, то максимально производимая мощность составляет 1 МВт.

Способ предпочтительно отличается тем, что со вторым набором установочных параметров соотнесена мощность, максимально производимая соответственно при преобладающем ветре и расчетных параметрах ветроэнергетической установки с первым набором установочных параметров.

Предпочтительно первому и/или второму наборам параметров соответствуют первая и, соответственно, вторая рабочие характеристики, или соответственно, этот набор параметров задает такую характеристику, в частности характеристику «частота вращения - мощность».

Такая регулировка ветроэнергетической установки по характеристике «частота вращения - мощность» касается, в частности, диапазона частичных нагрузок, в частности диапазона, в котором вследствие преобладающих скоростей ветра не могут быть произведены номинальные мощности, на которые рассчитана ветроэнергетическая установка. В случае ветроэнергетических установок с переменной частотой вращения и регулируемым углом наклона лопастей ротора, взятых за прототип в данной заявке, в этом диапазоне частичных нагрузок обычно устанавливают фиксированный угол наклона лопастей ротора. Ветроэнергетическая установка вращается тогда под действием ветра и под влиянием установленного угла наклона лопастей ротора, и определяется эта частота вращения. Затем на основании построенной характеристики «частота вращения - мощность» устанавливается мощность, соответствующая этой частоте вращения. Эта установленная и, соответственно, отдаваемая мощность тормозит ротор посредством генератора, так что эта мощность оказывает влияние на частоту вращения ротора. Например, если частота вращения ротора продолжает возрастать, то и мощность будет возрастать, пока не будет найден рабочий режим, при котором частота вращения ротора не перестанет расти. Это будет соответствовать рабочему режиму, который определяется по частоте вращения и мощности и который находится на построенной характеристике «частота вращения - мощность». Таким образом, рабочий режим в принципе непрерывно регулируется и при необходимости согласуется с изменяющейся скоростью ветра. При этом описанный способ не требует специальных измерений скорости ветра, а работает только на основании определения частоты вращения и регулирования мощности, которая, конечно, и определяется за счет этого. Предпочтительно для такого или иного пригодного для управления ветроэнергетической установкой для первого набора установочных параметров за основу берется и соответствующим образом устанавливается первый угол наклона лопастей ротора, а для второго набора установочных параметров - второй угол наклона лопастей ротора. Если принять во внимание, что при втором угле наклона лопастей ротора, который тоже может быть изменяемым и, соответственно, для разных вторых наборов установочных параметров может оказаться разным, из ветра выход мощности меньше, чем при первом угле наклона лопастей ротора, то при этом может быть достигнуто снижение мощности. Предпочтительно угол наклона лопастей ротора для второго набора установочных параметров имеет меньший коэффициент использования энергии ветра (СР). Предпочтительно ветроэнергетическая установка во втором рабочем режиме эксплуатируется с меньшим коэффициентом полезного действия. Во втором рабочем режиме, таким образом, отношение произведенной мощности к отбираемой мощности хуже, соответственно, ниже. Это может быть достигнуто, например, путем использования угла наклона лопастей ротора с худшим, то есть меньшим значением СР (коэффициента использования энергии ветра).

Предпочтительно производимую при первом наборе установочных параметров мощность, которая соотнесена со вторым набором установочных параметров, целиком или частично предварительно определяют путем сравнительных измерений, интерполяции и/или экстраполяции. В частности, происходит измерение характеристик установки с первым набором установочных параметров и со вторым набором установочных параметров. Это может осуществляться, например, таким образом, что ветроэнергетическую установку последовательно эксплуатируют при одинаковых ветровых условиях как с первым набором установочных параметров, так и со вторым набором установочных параметров, чтобы таким образом установить взаимосвязи. Эту процедуру можно повторять в целях повышения точности и надежности и, соответственно, осуществлять при различных ветровых условиях и тоже повторять. Полученные промежуточные значения могут интерполироваться или экстраполироваться.

Другой или дополнительный вариант заключается в том, чтобы точно определять значение СР в зависимости от установки угла наклона лопастей ротора и, соответственно, точно определять получающиеся характеристики установки. Так, например, путем сравнения значений СР угла наклона лопастей ротора при первом наборе установочных параметров можно устанавливать соотношения со значением/значениями СР угла наклона лопастей ротора при втором наборе установочных параметров. При этом значение СР описывает - в упрощенном выражении - КПД лопасти ротора, причем этот КПД и, соответственно, значение СР зависят от угла наклона лопастей ротора. Чтобы получить определенную взаимосвязь между мощностями при первом и втором наборах установочных параметров, может оказаться целесообразным, чтобы угол наклона лопастей ротора при втором наборе установочных параметров не был постоянным, даже если это касается диапазона частичных нагрузок. В соответствии с этим получается, например, первый набор установочных параметров первого рабочего режима для диапазона частичных нагрузок с постоянным углом наклона лопастей ротора, а именно с оптимальным углом, и второй набор установочных параметров второго рабочего режима с изменяющимся углом лопастей ротора. Таким образом, угол наклона лопастей ротора для второго набора установочных параметров изменялся бы в зависимости от скорости ветра, что и в этом случае не требовало бы обязательного измерения его скорости.

Предпочтительно характеристики ветроэнергетической установки, в частности в диапазоне частичных нагрузок, определяют в зависимости от одного или нескольких углов наклона лопастей ротора. Предпочтительно на основе этого получают один или несколько наборов установочных параметров, в частности характеристики «частота вращения - мощность» в качестве возможных вторых наборов установочных параметров. Они могут затем выбираться в зависимости от конкретных требований, в частности в зависимости от желаемого понижения мощности.

Согласно одному из вариантов выполнения предлагается путем соответствующего изменения угла наклона лопастей ротора или иным заданным образом на заданную величину ухудшить значение СР в диапазоне частичных нагрузок и установить соответствующий угол наклона лопастей ротора или, соответственно, составить отвечающую этому характеристическую кривую для лопастей ротора. Так, например, для некоторого ухудшенного значения СР и в диапазоне частичных нагрузок можно выбрать и принять за основу зависимую от скорости ветра характеристику угла наклона лопастей ротора. Такой выбранный угол наклона лопастей ротора или, соответственно, характеристику угла наклона лопастей ротора можно также принять за минимальный угол наклона лопастей ротора соответствующего сниженного рабочего режима.

Описанное снижение мощности является эффективным и полезным, в частности, в диапазоне частичных нагрузок, так как в данном случае сложно получить информацию о максимально производимой мощности. Однако и в диапазоне полных нагрузок существуют целесообразные возможности применения. В частности, у ветроэнергетической установки, работающей при сниженном режиме, не всегда можно определить, будет ли она в первом рабочем режиме эксплуатироваться в диапазоне полной нагрузки, если осуществляемая в текущий момент эксплуатация происходит во втором рабочем режиме. И наконец, обычно только лишь во время работы установки можно определить, находится ли она в режиме полной нагрузки или, соответственно, преобладающий ветер находится в диапазоне, в котором ветроэнергетическая установка может работать в режиме полной нагрузки.

Кроме того, предложена ветроэнергетическая установка для получения электрической мощности из ветра, причем ветроэнергетическая установка предназначена для того, чтобы ее можно было эксплуатировать заявленным способом согласно одному из описанных вариантов осуществления. В частности, ветроэнергетическая установка имеет микроконтроллер или иные вычислительные модули, с помощью которых реализуется по меньшей мере один способ согласно одному из вышеописанных вариантов выполнения. Предпочтительно каждая ветроэнергетическая установка в зависимости от места ее установки может обладать различным набором параметров или он может быть задан уже на месте установки. В частности, наборы установочных параметров могут отличаться, например, для конструктивно, по существу, одинаковых, но монтируемых в разных местностях ветроэнергетических установок. Так, в частности, плотность воздуха и/или влажность воздуха оказывают влияние на характеристики установок и, при известных обстоятельствах, на соотношение друг с другом различных режимов их работы.

Кроме того, предложен ветряной парк из нескольких ветроэнергетических установок, который содержит по меньшей мере одну из вышеописанных ветроэнергетических установок, предпочтительно несколько таких ветроэнергетических установок, в частности состоит исключительно из таких ветроэнергетических установок. Благодаря этому может быть получено значительное количество питающей мощности и, тем самым, значительное количество регулируемой мощности, причем возможные разности в мощностях могут быть рассчитаны.

Предпочтительно наборы установочных параметров ветроэнергетических установок ветряного парка соотнесены друг с другом, так что по характеристикам одной ветроэнергетической установки, в частности по ее выходной мощности, и при знании используемого набора установочных параметров можно сделать заключение о максимально производимой мощности другой ветроэнергетической установки.

Ниже данное изобретение поясняется на примерах выполнения с привлечением прилагаемых чертежей, на которых показано:

Фиг. 1 - ветроэнергетическая установка в изометрическом изображении,

Фиг. 2 - схематично, временная диаграмма мощности с периодически понижаемой мощностью,

Фиг. 3 - схематично, характеристика изменения скорости ветра с соответствующим изменением мощности в зависимости от времени,

Фиг. 4 - схематично, взаимосвязь мощности и скорости ветра для различных значений СР на основании различных углов наклона лопастей ротора,

Фиг. 5 - две возможные характеристики изменения мощности для различных углов наклона лопастей ротора в зависимости от скорости ветра.

В дальнейшем одинаковые ссылочные обозначения и, соответственно, одинаковые обозначения переменных могут относиться к разным конкретным ситуациям эксплуатации, но в основном относятся к одинаковым элементам, физическим величинам или регулировкам.

На фиг. 1 показана по существу известная ветроэнергетическая установка, в которой реализуется способ согласно изобретению. Лопасти ротора могут изменять угол своего наклона.

На фиг. 2 наглядно и в идеализированном виде показано положенное в основу изобретения стремление снизить максимально возможную вырабатываемую ветроэнергетической установкой мощность на определенное значение. Сплошной линией показана мощность Р₁ для первого рабочего режима, при котором ветроэнергетической установкой производится максимальная мощность, а именно мощность, которая может быть получена при преобладающих ветровых условиях. Это значение может быть и ниже номинальной мощности. Пунктирной линией показана мощность Р₂, которая соответствует второму рабочему режиму ветроэнергетической установки, при котором она эксплуатируется с пониженным значением, например, на 10%, как это показано в качестве примера на фиг. 2. Это происходит с момента времени t₁. Эту разность в мощности между P₁ и P₂ нужно определить, чтобы за нее можно было получить, например, компенсацию или чтобы ее задавать, если ветроэнергетическая установка эксплуатируется во втором рабочем режиме с мощностью P₂.

На фиг. 3 наглядно показано, что при реальных условиях, как правило, нельзя исходить из постоянной скорости ветра и, тем самым, из постоянной мощности. Скорость ветра V_w на данной фиг. показана за период времени t. Для наглядности существующей проблемы показаны уровни изменения скорости ветра V_w.

Кривая мощности P₁ показывает, какая максимальная мощность могла бы быть максимально произведена соответствующей ветроэнергетической установкой при преобладающем ветре V_w. В основном между скоростью ветра и мощностью, получаемой из ветра, существует кубическая зависимость. Эта нелинейная зависимость иллюстрируется на фиг. 3. Но в то же время на фиг. 3 характеристика мощности P₁ представлена лишь схематично, чтобы наглядно пояснить существующую проблематику. К моменту t₁ происходит снижение максимально производимой мощности P₁ до пониженной мощности P₂. Это произошедшее снижение обозначено как ΔP.

На фиг. 3 наглядно поясняется, что определение разности в мощности затруднено при неустойчивом ветре и, соответственно, нестабильной выходной мощности.

В качестве решения предлагается устанавливать различные углы наклона лопастей ротора, а именно α1, α2 или α3, и в диапазоне частичных нагрузок. На фиг. 4 показаны различные уровни производимой мощности в зависимости от скорости ветра и от выбранного угла наклона лопастей ротора, причем и в данном случае углы α1, α2 и α3 наклона лопастей ротора показаны лишь в качестве примера. Каждому углу наклона лопастей ротора соответствуют различные значения CP. При этом для угла α1 наклона лопастей ротора принято значение CP1=100%, то есть максимально достижимое значение коэффициента использования энергии ветра. Угол α2 наклона лопастей ротора слегка изменен относительно него и имеет значение CP, которое немного снижено, а именно CP2=90%, так что CP2 на 10% ниже значения CP1, которое принято в данном случае за основу. На еще одной приведенной в качестве примера характеристике для угла α3 наклона лопастей ротора получается значение CP3=40%.

На фиг. 4, таким образом, не только наглядно показано, что в зависимости от скорости ветра можно достичь различные мощности в соответствии с установленным углом наклона лопастей ротора , но и что в каждом случае можно исходить из по существу известной взаимозависимости. Однако при необходимости такая взаимозависимость должна быть определена для каждой конкретной установки. Конечно, и в этом случае возможны небольшие отклонения, если учитывать, что скорость ветра не одинакова в разной местности и в разное время.

И все-таки возможно достаточно хорошее соотнесение мощности в зависимости от скорости ветра с различными углами наклона лопастей ротора. Соответственно, по мощности при определенном угле наклона лопастей ротора, например, при угле α2, можно делать заключение о мощности, которая могла бы быть произведена в этой ситуации при установке угла α1 наклона лопастей ротора.

Соответствующее преобразование поясняется на фиг. 5, на которой показаны две возможные характеристики мощности в зависимости от скорости ветра. Обе характеристики, а именно соответствующая углу α1 наклона лопастей ротора и соответствующая углу α2 наклона лопастей ротора, начинаются при скорости ветра V_WEin, при которой ветроэнергетическая установка включается и которая задает начало диапазона частичных нагрузок. Обе характеристики мощности затем поднимаются вплоть до номинальной скорости ветра V_WN, которая задает конец диапазона частичных нагрузок, располагающийся, таким образом, между V_Wein и V_WN. Линейный характер обеих характеристик показан лишь для наглядности. Характеристика мощности для угла α2 относится ко второму рабочему режиму, при котором данная ветроэнергетическая установка эксплуатируется с пониженной мощностью. Кривая для угла α1 наклона лопастей ротора характеризует не пониженный рабочий режим. В приведенном примере показана разность ΔP мощностей, которая для диапазона полной нагрузки, то есть для скоростей ветра выше V_WN является примерно постоянной, а для диапазона частичных нагрузок пропорциональна соответствующей мощности.

На фиг. 5 при этом наглядно показано, что в зависимости от установленного угла наклона лопастей ротора могут быть получены две характеристики. Эти характеристики показаны в зависимости от скорости ветра и в принципе известны. Если, например, на характеристике для угла α2 наклона лопастей ротора устанавливается точка мощности, то на можно непосредственно можно определить соответствующую рабочую точку другой характеристики, поскольку обе эти характеристики известны. В качестве примера в данном случае нанесены рабочие точки B2 для угла α2 наклона лопастей ротора и соответствующая рабочая точка B1 характеристики для угла α1 наклона лопастей ротора. Таким образом, если устанавливается рабочая точка В2, то по этой характеристике можно непосредственно определить то есть считывать рабочую точку В1 и, тем самым, максимально производимую мощность. Хотя показана зависимость от скорости ветра V_W, точные сведения или значения лежащей в основе скорости ветра не требуются. Таким образом, можно без информации о скорости ветра установить рабочую точку В2 и определить рабочую точку В1, и на основе этого, как непосредственно, так и опосредованно, определять разность мощностей ΔP.

Тем самым, можно предпочтительным образом реагировать на требования операторов сети, а именно резервировать процент от подаваемой в текущий период активной мощности, чтобы в моменты критических ситуаций в сети, в частности в случае понижения частоты, его снова можно было подать в сеть для поддержания ее стабильности. В качестве дополнительного пояснения ниже будет рассмотрен еще один пример.

В ветроэнергетических установках в диапазоне частичных нагрузок сложно резервировать активную мощность в зависимости от текущей питающей мощности. За счет регулировки установки изменяются аэродинамические соотношения в установке, в результате чего почти невозможно определять реальную скорость ветра и выводимое на основе этого возможное значение питающей мощности

Путем искусственного целенаправленного ухудшения КПД установки, то есть ветроэнергетической установки, можно и в диапазоне частичных нагрузок достичь и при необходимости обеспечить резервирование активной мощности на уровне установки, а также на уровне ветряного парка. В режиме номинальной нагрузки происходит ограничение, то есть подготовка резервирования за счет установления предела максимальной мощности.

Таким образом, целые ветроэнергетические станции при централизованном управлении через систему SCADA (систему диспетчерского управления и сбора данных) могут эксплуатироваться с резервированием мощности. Выдача резервной мощности может быть связана, например, с частотой сети, то есть задаваться исходя из нее. В принципе частота сети по существу везде в сети одинакова, и угроза падения частоты сигнализирует о возможности отказа электросети.

Снижение КПД в диапазоне частичных нагрузок достигается путем целенаправленной установки минимального угла наклона лопастей ротора, то есть путем целенаправленной установки угла наклона лопастей ротора в диапазоне частичных нагрузок. В случае серийной установки для типа установки или для профиля лопасти, а также же при необходимости для отдельной установки при строится по одной характеристике минимального угла наклона лопастей ротора в зависимости от частоты вращения, отражающие процент резервируемой в каждом случае мощности. Эта резервируемая мощность может при этом пониматься и, соответственно, обозначаться также как разность между максимально производимой мощностью и мощностью, сниженной в случае резервирования мощности.

Это предложенное решение является экономичным в использовании, поскольку в данном случае может потребоваться лишь однократное вложение в программное обеспечение.

Следует упомянуть, что почти все операторы сети постепенно добиваются, чтобы на изменения частоты в сети установки автоматически реагировали изменением мощности. Поскольку требования операторов сети могут быть очень разными, то может оказаться необходимым введение множества новых параметров, которые можно установить примерно или лишь частично на дисплее установки.

При использовании программы согласно одному из вариантов осуществления изобретения сначала автоматически однократно осуществляют инициализацию регулирования мощности в зависимости от частоты, которое удовлетворяет требованиям большинства операторов сети. Однако на каждой установке при взаимодействии с оператором сети может потребоваться проверка, соответствуют ли ее настройки требованиям этого оператора сети.

Появляется возможность включить или отключить на дисплее установки регулировку частоты. Если она включена, то можно выбрать, будет ли реакция установки на изменения частоты динамической или статической.

При динамическом регулировании мощность установки при превышении заданной частоты будет понижаться с определенным градиентом, например, на определенный процент в секунду, или повышаться, если частота снова опустится ниже предельного значения.

При статическом регулировании мощность регулируется пропорционально частоте, в зависимости от того, какие предельные значения частоты и какие относящиеся к ней мощности установлены.

Некоторые операторы сети требуют так наз. «частоту возврата». Она, как правило, лишь немного выше номинальной частоты. Эта частота возврата ведет к тому, что установка сначала лишь снижает мощность при увеличении частоты. И только если эта частота снова опускается ниже частоты возврата, мощность снова повышается. Если эта частота возврата установлена выше, чем самая высокая граничная частота, то она неэффективна.

Кроме того, можно установить, будет ли частотное регулирование работать в зависимости от номинальной или текущей мощности установки. Если за опорную точку выбирают номинальную мощность, то все задаваемые значения зависимой от частоты регулировки мощности должны исходить из этой мощности. То есть если установка должна, например, при 51 Гц производить еще 50% мощности, то при номинальной мощности 2 МВт это будет соответствовать P-MAX (f) 1000 кВт. Если же установка из-за меньшей силы ветра вырабатывает лишь 500 кВт, то это не оказало бы никакого влияния на мощность установки, и она не смогла бы, таким образом, участвовать в регулировки частоты.

Если за опорную точку выбирают текущую мощность установки, то в момент начала регулирования частоты значение мощности установки сохраняют как 100%. При дальнейшем возрастании частоты P-MAX (f) будет соотноситься с этим значением. То есть установка согласно вышеприведенному примеру при частоте 51 Гц вырабатывала бы еще 250 кВт и, тем самым, независимо от ветровых условий способствовала бы стабилизации частоты в сети.

Одним из аспектов регулирования частоты является частично уже описанное резервирование мощности. При этом установка в диапазоне номинальной частоты эксплуатируется с пониженной мощностью. Это происходит при номинальном ветре путем ограничения P-MAX. В диапазоне частичных нагрузок установка эксплуатируется с углом наклона роторных лопастей, который соответствует требуемому резерву регулирования. Таким образом, по углу наклона роторных лопастей можно определить резерв регулирования. Если частота в сети опустится ниже определенного значения, например, 49,5 Гц, то установка автоматически увеличит мощность и, тем самым, стабилизирует частоту в сети. Эта резервная мощность является опциональной и используется лишь в редких случаях. Если же в установке требуется постоянно резервировать мощность, то ее использование в этих условиях нерентабельно. Для парка с активным регулированием такая резервная мощность может задаваться вычислительной машиной парка.