Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ВВОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ В СЕТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Данное изобретение относится к способу ввода электрической мощности по меньшей мере одной ветроэнергетической установки или одного ветряного парка в сеть электроснабжения. Кроме того, данное изобретение относится к ветроэнергетической установке для ввода электрической энергии в сеть электроснабжения и к ветряному парку, который содержит несколько ветроэнергетических установок, для ввода электрической энергии в сеть электроснабжения.

Ветроэнергетическая установка схематично показана на фиг. 1, и ветряной парк показан схематично на фиг. 2.

Ветроэнергетические установки, в целом, известны и служат в настоящее время преимущественно для питания сети электроснабжения. При этом подлежащий вводу электрический ток ветроэнергетической установки согласовывается по частоте и по фазе и с учетом соответствующего напряжения подается в сеть электроснабжения. Это является основной предпосылкой, которая должна быть выполнена в каждом случае и выполняется также в известных ветроэнергетических установках. То же относится к ветряному парку, который содержит несколько ветроэнергетических установок, которые совместно, через общую точку подключения к сети (РСС) питают сеть электроснабжения. В этом случае ветряной парк питает сеть электроснабжения.

Уже некоторое время назад было установлено, что желательно не только подавать возможно больше электрической энергии в сеть электроснабжения, которая для упрощения называется в дальнейшем сетью, но также применять ветроэнергетическую установку, соответственно ветряной парк, также для поддержки сети. Описание соответствующих предлагаемых решений приведено в патентных документах US 6 784 564, US 6 891 281, US 6 965 174 и US 7 462 946. В этих заявках уже предлагается, в зависимости от напряжения или частоты сети энергоснабжения, изменять подлежащую подаче мощность, соответственно, подлежащий подаче ток по высоте и/или по типу, с целью поддержи за счет этого сети электроснабжения.

В настоящее время во многих странах доля ветроэнергетических установок в общей мощности сети электроснабжения становится все большей. Это приводит к тому, что возрастает необходимость поддержки сети с помощью ветроэнергетических установок. Повышается также преобладание ветроэнергетических установок в сети и тем самым возможность их воздействия. В соответствии с этим, может быть также эффективной поддержка сети с помощью ветроэнергетических установок, соответственно, ветряного парка.

Ведомство по патентам и товарным знаками Германии выявило в ходе проверки приоритетной заявки следующий уровень техники: «Техническое предписание для генераторных установок в сети среднего напряжения», BDEW, выпуск июнь 2008 и “TransmissionCode 2007, Network and System Rules of the German Transmission System Operators, VDN, August 2007”.

Таким образом, в основу данного изобретения положена задача решения по меньшей мере одной из указанных задач. В частности, должно быть предусмотрено решение, которое соответствует увеличивающемуся значению ветроэнергетических установок для поддержки сети, соответственно, по меньшей мере способствует этому. В частности, должна быть улучшена количественно и/или качественно поддержка сети с помощью ветроэнергетических установок, соответственно, ветряного парка. Должно быть предложено по меньшей мере одно альтернативное решение.

Согласно изобретению, предлагается способ по п. 1 формулы изобретения. В соответствии с этим, электрическая мощность по меньшей мере одной ветроэнергетической установки или одного ветряного парка подается в сеть электроснабжения. Сеть электроснабжения имеет напряжение сети и частоту сети. Способ предназначен для подачи электрической активной мощности Р, а также электрической реактивной мощности Q. Таким образом, способ и, соответственно, ветроэнергетическая установка, соответственно ветряной парк, с помощью которых реализуется способ, предназначены также для подачи электрической реактивной мощности.

При этом предусмотрена возможность регулирования подаваемой активной мощности Р с помощью управления активной мощностью в зависимости по меньшей мере от одного состояния сети. Таким образом, активная мощность не задается неизменной, или подается лишь в зависимости от преобладающего ветра, а она регулируется в зависимости по меньшей мере от одного состояния сети, такого как, например, частота сети.

Кроме того, или в качестве альтернативного решения, подаваемая реактивная мощность Q не задается неизменной, а регулируется в зависимости по меньшей мере от одного состояния сети, такого как, например, напряжение сети.

При этом предлагается, что предусмотрена возможность изменения типа и/или набора параметров ветроэнергетической установки. Таким образом, зависимость подаваемой активной мощности Р по меньшей мере от одного состояния сети, такого как, например, частота сети, можно изменять даже при остающихся одинаковыми условиях ветра. Например, активная мощность в одном случае уменьшается при уменьшающейся частоте, если частота сети на 0,1% лежит выше номинальной частоты, в то время как такое уменьшение в другом случае происходит лишь тогда, когда частота сети превышает номинальное значение на 0,2%. Можно также выбирать другой крутизну последующего уменьшения в зависимости от частоты подаваемой мощности.

При этом подаваемая активная мощность Р может зависеть на некоторых участках линейно от состояния сети, в частности, частоты сети. Эта линейная на некоторых участках взаимосвязь может изменяться, например, на нелинейную взаимосвязь, такую как, например, гистерезисная функция, что является примером для изменения типа управления активной мощностью. Это может быть также примером по смыслу для изменения типа управления реактивной мощностью.

Если, как в указанном выше примере, имеется на некоторых участках линейная взаимосвязь, то в соответствии с другим вариантом выполнения можно изменять ее крутизну. Это может быть примером для изменения набора параметров управления активной мощностью и, по смыслу, управления реактивной мощностью.

Кроме того или в качестве альтернативного решения, предлагается, что предусмотрена возможность изменения управления реактивной мощностью по типу и/или набору параметров. Взаимосвязь между реактивной мощностью Q и по меньшей мере одним состоянием, таким как, например, напряжение сети, можно предпочтительно изменять по типу и/или набору параметров. Относительно примеров изменения типа, с одной стороны, и набора параметров, с другой стороны, делается ссылка на обычные примеры возможности изменения управления активной мощностью.

Согласно одному примеру выполнения предлагается, что управление подаваемой активной мощностью задает заданное значение активной мощности в зависимости по меньшей мере от одного состояния сети. При этом заданное значение активной мощности задается в зависимости от частоты сети, в зависимости от изменения частоты сети и/или в зависимости от напряжения сети. Для этого изменение частоты сети может задаваться или измеряться в виде градиента, а именно с помощью частной производной изменения частоты во времени.

Предпочтительно предлагается, что управление подлежащей вводу реактивной мощностью задает заданное значение реактивной мощности в зависимости по меньшей мере от одного состояния сети. В соответствии с этим, заданное значение реактивной мощности задается, в частности, в зависимости от напряжения сети, в зависимости от частоты сети и/или в зависимости от изменения частоты сети.

Согласно одному варианту выполнения, управление активной мощностью и дополнительно или в качестве альтернативного решения, управление реактивной мощностью, изменяется в зависимости от чувствительности сети.

При этом под чувствительностью сети понимается реакция сети, в частности, относительно общей точки подключения к сети, на изменение величины, которая воздействует на сеть. Чувствительность сети может быть определена в виде разницы реакции сети относительно разницы воздействующей на сеть величины. В частности, в данном случае определение осуществляется относительно подаваемой активной мощности и величины напряжения сети. Упрощенно чувствительность NS сети может определяться следующей формулой:

ΔU

NS= ---

ΔP

При этом ΔP обозначает изменение подаваемой активной мощности, а именно подаваемой парковой мощности, а ΔU - результирующееся изменение напряжения U сети. Эти разницы образуются для очень короткого промежутка времени, в частности в течение одной секунды или меньше, и предпочтительно также вместо этой приведенной в качестве иллюстрации формулы, с помощью дифференциала напряжения относительно дифференциала мощности, в соответствии с частной производной напряжения U сети относительно вводимой парковой мощности Р. В качестве реакции сети можно использовать также изменение частоты f сети. Другой возможностью учета чувствительности сети является использование формулы:

Δf

NS= ---

ΔP

Таким образом, чувствительность сети применяется предпочтительно в качестве меры выбираемого, соответственно, изменяемого управления активной мощностью, соответственно, изменяемого управления реактивной мощностью. Если чувствительность сети изменяется по меньшей мере заметно, то можно изменять соответствующее управление активной мощностью и/или соответствующее управление реактивной мощностью по виду и/или по параметрам. Изменение вида соответствует изменению типа управления, что в данном случае применяется в качестве синонима.

Согласно другому варианту выполнения, управление активной мощностью и/или управление реактивной мощностью изменяется в зависимости от кратности тока короткого замыкания в точке ввода.

Кратность тока короткого замыкания, которая называется также SCR (Short Curcuit Ratio), обозначает отношение мощности короткого замыкания к подаваемой мощности. При этом под мощностью короткого замыкания понимается та мощность, которую может обеспечивать соответствующая сеть электроснабжения в рассматриваемой точке подключения к сети, в которой подключается ветроэнергетическая установка, соответственно, ветряной парк, когда в этой точке подключения к сети возникает короткое замыкание. Подаваемая мощность является подключаемой мощностью подключенной ветроэнергетической установки, соответственно, подключенного ветряного парка, и тем самым, в частности, номинальной мощностью подключаемого генератора, соответственно, суммой всех номинальных мощностей генераторов ветряного парка. Таким образом, кратность тока короткого замыкания является критерием силы сети электроснабжения относительно этой рассматриваемой точки подключения к сети. Сильная относительно этой точки подключения сеть электроснабжения имеет в большинстве случаев большую кратность тока короткого замыкания, например, SCR=10 или больше.

Известно, что кратность тока короткого замыкания дает также информацию о характеристиках соответствующей сети электроснабжения в точке подключения к сети. При этом кратность тока короткого замыкания может также изменяться.

Предпочтительно учитывать кратность тока короткого замыкания при закладке нового ветряного парка или ветроэнергетической установки, и согласовывать с ней управление активной мощностью и управление реактивной мощностью. Кроме того, предпочтительно предлагается измерять с регулярными интервалами кратность тока короткого замыкания также после возведения и запуска ветроэнергетической установки, соответственно, ветряного парка. Измерение мощности короткого замыкания можно осуществлять, например, через информацию о топологии сети с помощью моделирования. Подключаемую мощность можно просто определять из информации о возведенной в парке ветроэнергетической установки, и/или ее можно определять посредством измерения подключаемой мощности при номинальном ветре.

Предпочтительно, подключаемая мощность для предлагаемого вычисления и учета кратности тока короткого замыкания определяется и вычисляется в виде суммы номинальной мощности всех фактически имеющихся в распоряжении ветроэнергетических установок. Таким образом, подключаемая мощность будет изменяться, по меньшей мере кратковременно изменяться, уже при выходе из строя одной ветроэнергетической установки. Таким образом, будет изменяться также кратность тока короткого замыкания, и за счет этого инициироваться изменение управления активной мощностью и/или управления реактивной мощностью.

Согласно другому варианту выполнения предлагается, что подключаемая мощность вычисляется в виде суммы фактически имеющейся в распоряжении мощности в ветряном парке с учетом преобладающих характеристик ветра, соответственно, что вместо подключаемой мощности ветряного парка применяется сумма фактически имеющихся в распоряжении мощностей ветряного парка для вычисления кратности тока короткого замыкания, и/или применяется в качестве критерия для изменения управления активной мощностью и/или управления реактивной мощностью. Таким образом, на основе определяемой так парковой мощности снова вычисляется кратность тока короткого замыкания, с целью определения условия изменения, или же непосредственно из имеющейся в распоряжении в парке мощности можно выводить критерий изменения.

Например, условие переключения может выглядеть так, что один параметр, такой как коэффициент усиления или крутизна одной функции, зависит от кратности тока короткого замыкания или другого критерия. Например, может существовать пропорциональная зависимость. В качестве другого примера, который, однако, не является последним, может быть задано пороговое значение, и переключение может осуществлять с помощью управления активной мощностью на другое по типу управление активной мощностью, когда кратность тока короткого замыкания или другой критерий превышает или меньше этого порогового значения. Аналогичным образом это относится к изменению управления реактивной мощностью.

Предпочтительно, изменение управления активной мощностью и/или управления реактивной мощностью осуществляется с помощью внешнего задания, такого как, например, внешний сигнал, который подается в процессор, который осуществляет управление активной мощностью и/или управление реактивной мощностью. Предпочтительно, такое задание выдается оператором сети, который для этого передает такой сигнал.

Также за счет этого можно изменять один или несколько параметров или осуществлять переключение на другой тип, соответственно, другой вид управления активной мощностью или управления реактивной мощностью. Согласно одному варианту выполнения, можно также передавать желаемую новую конфигурацию соответствующего управления активной мощностью или управления реактивной мощностью. Таким образом, можно передавать подлежащие изменению параметры или можно даже передавать новый алгоритм.

Согласно одному варианту выполнения изобретения предлагается, что подаваемая активная мощность и/или подаваемая реактивная мощность устанавливается с помощью регулировочной функции в зависимости от состояния сети. Такая регулировочная функция задает, в частности, заданное значение подлежащей подаче активной мощности, соответственно подлежащей подаче реактивной мощности, в виде зависящей от состояния сети функции. Предлагается, что эта регулировочная функция изменяется или заменяется. Например, на некоторых участках может изменяться крутизна регулировочной функции, или применяться другой тип функции в качестве регулировочной функции. За счет этого изменяется управление активной мощностью и/или управление реактивной мощностью по типу и/или по наборам параметров. Предлагается также изменять функциональные взаимосвязи. Также такое изменение может осуществляться в зависимости от чувствительности сети, кратности тока короткого замыкания и/или внешнего задания.

В другом варианте выполнения предлагается, что подаваемая активная мощность уменьшается при увеличении частоты сети, как только частота сети превышает, соответственно достигает, порогового значения частоты сети, и что подаваемая активная мощность уменьшается далее, пока частота не достигнет верхнего значения частоты. За счет этого может быть реализовано на некоторых участках зависящее от частоты уменьшение мощности. Для этого предлагается, что крутизна уменьшения мощности является изменяемой, в частности зависит от указанных для этого выше критериев. Дополнительно или в качестве альтернативного решения предлагается, что изменяемым является пороговое значение частоты, и дополнительно или в качестве альтернативного решения, изменяемым является верхнее значение частоты. С помощью этих значений может быть задано зависящее от частоты изменение активной мощности, и эти значения, а именно частота, начиная с которой осуществляется уменьшение, частота, до которой осуществляется уменьшение, и/или предусмотренная промежуточная крутизна, могут изменяться.

Для этого варианта выполнения предлагается также, что он используется по смыслу для увеличения активной мощности при уменьшающейся частоте сети.

Дополнительно к этому, согласно изобретению, предлагается ветроэнергетическая установка, которая предназначена для реализации способа, согласно одному из указанных вариантов выполнения. В частности, такая ветроэнергетическая установка имеет соответствующий процессор и соответствующий вентильный преобразователь частоты, который пригоден для выполнения такой подачи реактивной мощности и/или подачи активной мощности. В частности, применяемый инвертор, соответственно применяемая ветроэнергетическая установка, должны быть пригодными для FACTS.

Кроме того, предлагается ветряной парк, который предназначен для реализации способа, согласно одному из указанных вариантов выполнения. В частности, он предназначен для подачи электрической активной мощности и электрической реактивной мощности в сеть электроснабжения с применением для этого изменяемого управления активной мощностью и/или изменяемого управления реактивной мощностью. Предпочтительно, этот ветряной парк питает сеть электроснабжения через общую точку подключения к сети. Для ветряного парка также предпочтительно, когда он пригоден для FACTS.

Ниже приводится в качестве примера пояснение изобретения на основании вариантов выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых схематично изображено:

фиг. 1 - ветроэнергетическая установка;

фиг. 2 - ветряной парк;

фиг. 3 - ветроэнергетическая установка, в которой для подачи используется способ, согласно варианту выполнения изобретения;

фиг. 4 - два примера регулировочной функции различного вида для регулирования мощности Р в зависимости от частоты сети;

фиг. 5 - пример регулировочной функции для регулирования мощности Р в зависимости от частоты f сети с возможностями изменения.

На фиг. 1 показана ветроэнергетическая установка, содержащая башню 102 и гондолу 104. На гондоле 104 расположен ротор 106 с тремя роторными лопастями 108 и обтекателем 110. Ротор 106 во время работы приводится во вращательное движение и тем самым приводит в действие генератор в гондоле 104.

На фиг. 2 показан ветряной парк 112, содержащий в качестве примера три ветроэнергетические установки 100, которые могут быть одинаковыми или различными. Таким образом, три ветроэнергетические установки 100 представляют в принципе любое количество ветроэнергетических установок ветряного парка 112. Ветроэнергетические установки 100 предоставляют в распоряжение свою мощность, а именно, в частности, генерируемый ток, через электрическую парковую сеть 114. При этом соответствующие генерируемые токи, соответственно, мощности отдельных ветроэнергетических установок 100 суммируются, и в большинстве случаев предусмотрен трансформатор 116, который повышает напряжение в парке, с целью подачи затем в точке 118 подачи, которая называется обычно РСС, в сеть 102 электроснабжения. На фиг. 2 упрощенно показан лишь один ветряной парк 112, в котором, например, не изображено управление, хотя управление, естественно, имеется. Ветряной парк 114 может быть также, например, выполнен по-другому, при этом в нем может иметься, например, трансформатор на выходе каждой ветроэнергетической установки 100, чтобы назвать лишь один другой пример выполнения.

На фиг. 3 показана ветроэнергетическая установка 100, которая подает, например, трехфазный ток генератора в выпрямитель 2, который в свою очередь соединен с инвертором 4, который создает трехфазный ток, с целью его ввода через трансформатор 6 в точке 8 подачи (РСС) в сеть 10 электроснабжения. Управление инвертором 4 осуществляется с помощью управляющего блока 12, который может быть выполнен, например, в виде одного или нескольких процессоров. Управляющий блок 12 оценивает, например, также измерительные значения тока и напряжения по амплитуде, частоте и фазе выдаваемого трехфазного тока. Для этого показано в качестве иллюстрации измерительная обратная связь 14.

Кроме того, на фиг. 3 показано, что в управляющем блоке 12 учитывается заданное значение мощности, и в соответствии с этим управление инвертором 4 осуществляется так, что он выдает такую желаемую мощность Р. В идеальном случае, выдаваемая инвертором 4 мощность Р идентична заданной мощности P_soll, так что P=P_soll. Кроме того, в данном случае можно идеализированно исходить из того, что генерируемая мощность Р также является мощностью, которая подается в сеть. То есть, в данном случае пренебрегают потерями при подаче и динамическими процессами между заданной мощностью и генерируемой мощностью.

На фиг. 3 показано заданное значение P_soll активной мощности, и тем самым идеализированно также подлежащая подаче активная мощность Р определяется, соответственно задается, в зависимости от частоты f, для этого имеются в распоряжении две регулировочные функции F_S1 и F_S2, которые показаны здесь в качестве примера для других регулировочных функций. Показан переключатель S и работающий совместно с ним переключатель S', которые иллюстрируют, что в зависимости от положения переключателя, т.е. по выбору, можно задавать активную мощность P_soll с помощью первой или второй регулировочной функции F_S1, соответственно, F_S2. Таким образом, возможность выбора с помощью переключателя S, соответственно, S' является лишь иллюстрацией, и такая возможность выбора может быть реализована, например, в управляющем блоке 12, так что управляющий блок 12 принимает непосредственно также частоту f сети. Кроме того, такое переключение предпочтительно реализуется в процессоре, который, например, в зависимости от выбранной регулировочной функции, обращается в соответствующий банк данных, в котором хранится желаемая регулировочная функция.

На фиг. 3 показано, что регулировочная функция для подлежащей подаче активной мощности и тем самым управление активной мощностью является изменяемым. Здесь показано управление активной мощностью в зависимости от частоты f сети. Однако эта иллюстрация должна представлять также управление в зависимости от другого состояния сети, такого как, например, напряжение сети или изменение частоты сети. По смыслу возможна реализация также управления в зависимости от состояния сети реактивной мощностью. В этом случае также возможно применение различных состояний сети в качестве входной величины для управления реактивной мощностью.

Иллюстрированные на фиг. 3 выбранные регулировочные функции F_S1 и F_S2 показаны в качестве примера на фиг. 4. Таким образом, на фиг. 4 показаны в качестве примера две регулировочные функции F_S1 и F_S2. Обе регулировочные функции показывают заданную зависимость активной мощности Р от частоты f сети. При номинальной частоте f_N, мощность P имеет свое номинальное значение P_N. Таким образом, на фиг. 4 показана ситуация, в которой преобладающие характеристики ветра делают вообще возможной подачу с номинальной мощностью P_N. Если это невозможно и может подаваться лишь меньшая мощность, поскольку, например, ветер слишком слабый, то показанная на фиг. 4 взаимосвязь применима также для этой меньшей, имеющейся в распоряжении мощности тем, что она применяется вместо показанного номинального значения P_N.

При увеличивающейся частоте f активная мощность Р остается сначала неизменной, пока частота f не достигнет порогового значения f_S частоты. Затем активная мощность Р уменьшается при далее увеличивающейся частоте. Это уменьшение осуществляется в зависимости от выбранного управления активной мощностью и тем самым различно в зависимости от выбранной регулировочной функции.

При этом первая регулировочная функция F_S1 имеет линейное прохождение, при котором активная мощность Р линейно уменьшается от порогового значения f_S частоты до максимального значения f_max частоты до нуля. Согласно другой показанной регулировочной функции предлагается прохождение в виде квадратной функции с отрицательным знаком. При этом также активная мощность Р линейно уменьшается от порогового значения f_S частоты до максимального значения f_max частоты до нулевого значения мощности. Однако выбранное другое прохождение обеспечивает возможность подачи более высокой мощности, что иллюстрировано с помощью промежуточного пространства между этими обеими регулировочными функциями F_S1 и F_S2, которое обозначено на фиг. 4 как ΔР. Таким образом, различные регулировочные функции отличаются лишь на одном участке, и, таким образом, согласно показанному примеру, регулировочная функция может изменяться на некоторых участках. Изменение предпочтительно осуществляется в зависимости от чувствительности сети или задания оператора сети, чтобы назвать лишь два примера.

Таким образом, было установлено, что в зависимости от ситуации, которая может оцениваться, например, оператором сети или вытекает из чувствительности сети, можно выбирать измененное управление активной мощностью, которое обеспечивает подачу более высокой мощности.

Вместо изменения посредством выбора совсем отличающейся регулировочной функции, а именно, например, линейной, с одной стороны, и квадратичной, с другой стороны, как это показано на фиг. 4, можно также оставлять регулировочную функцию F_S в принципе неизменной, а изменять один или несколько параметров. Это показано на фиг. 5, и следует отметить, что показанное на фиг. 5 изменение посредством изменения параметров можно осуществлять посредством переключения между различно параметрированными ограничительными функциями. Таким образом, делается ссылка на пояснения к фиг. 3, которые применимы также в этом случае. Однако, с другой стороны, можно изменять соответствующие параметры также в управляющем блоке или в другом процессоре. В любом случае такое изменение осуществляется также с помощью, например, внешнего задания оператором сети или посредством оценки чувствительности сети, для того чтобы назвать лишь два примера.

На фиг. 5 показано изменение параметра регулировочной функции F_S. Эта регулировочная функция F_S соответствует в принципе регулировочной функции F_S1 на фиг. 4, однако регулировочная функция F_S, согласно фиг. 5, сначала уменьшается линейно от порогового значения f_S частоты до максимального значения f_max частоты до минимального значения P_min мощности, которое больше 0. При достижении этой максимальной частоты f_max, соответственно, непосредственно перед ее превышением, мощность Р уменьшается до 0. Для этого показанного примера получается в качестве первой возможности изменения v₁ изменение пороговой частоты f_S, при которой начинается изменение, а именно уменьшение мощности относительно дальше увеличивающейся частоты f. В качестве второй возможности изменения v₂ существует возможность изменения максимального значения частоты f_max. Наконец, можно изменять также минимальную мощность P_min, что показано в качестве третьей возможности изменения v₃. За счет этой третьей возможности изменения v₃ изменяется, впрочем, также крутизна линейно падающего участка регулировочной функции F_S.

На фиг. 3-5 иллюстрируется предлагаемое изменение управления активной мощностью в зависимости от частоты сети в качестве состояния сети. Однако можно также, соответственно, изменять управление реактивной мощностью, и/или применять вместо частоты в качестве состояния сети и дополнительно к этому изменение частоты или напряжения сети.