Настоящее изобретение относится к способу управления генератором электрической энергии, подключенным в точке сетевого подключения к электрической сети электроснабжения. Кроме того, настоящее изобретение также относится к такому генератору электрической энергии.
Ввод электрической энергии в электрическую сеть электроснабжения, такую как, например, европейская объединенная энергосеть, или сеть электроснабжения США, является общеизвестным. При этом далее под электрической сетью электроснабжения понимается сеть переменного напряжения, как она известна в общем случае. Это не исключает, что в сети имеются участки постоянного напряжения. Также в любом случае аспекты, которые являются частотно-независимыми, в принципе также могут относиться к сети постоянного напряжения. Исторически ввод энергии в электрическую сеть электроснабжения осуществляется с помощью крупной электростанции, которая из первичной энергии, как, например, угля, ядерной энергии или газа, приводит в действие синхронный генератор. В зависимости от количества пар полюсов синхронного генератора и числа оборотов синхронного генератора, последний осуществляет ввод энергии с определенной частотой в сеть электроснабжения. Синхронный генератор может подвергаться воздействию посредством технических средств управления, чтобы, например, регулировать мощность. Однако такой процесс регулирования может быть очень медленным.
При изменяющихся ситуациях в сети электроснабжения, в которую необходимо ввести электроэнергию, физическая реакция синхронного генератора часто влияет, во всяком случае кратковременно, на изменение сетевого состояния. Например, число оборотов синхронного генератора повышается, когда сеть электроснабжения не полностью может отбирать мощность, предоставляемую или соответственно которая могла бы быть предоставлена синхронным генератором. Таким образом, избыточная мощность ускоряет синхронный генератор, что проявляется в повышении частоты ввода электроэнергии. Соответственно, частота в сети электроснабжения может повышаться.
При вводе электроэнергии в сеть электроснабжения к тому же необходимо учитывать сетевую стабильность. Потеря сетевой стабильности, то есть потеря стабильности сети электроснабжения, может привести к отключению питающего генератора. Такая потеря стабильности, которая в профессиональной терминологии обозначается как LOS (Loss of Stability - потеря стабильности), описывает процессы физического характера, которые не допускают дальнейшего функционирования и должны завершаться посредством отключений. Происходит простой электростанций и тем самым возможна эскалация так называемой дефицитной мощности. В наихудшем случае эта потеря стабильности приводит к полному отказу энергетической системы вследствие каскадирования неисправностей и накопления дефицита. Такие полные отказы чрезвычайно редки, но, например, произошли 24 сентября 2004 в Италии.
Под потерей сетевой стабильности, так называемой потерей стабильности, следует понимать явление, при котором сначала теряется угловая стабильность, что, в конечном итоге, может приводить к потере стабильности напряжения.
В качестве критериев стабильности, в частности, устанавливаются достижимые сверхтоки, которые должны обеспечиваться в случае наступления потери стабильности. Это предполагает соответствующее конструирование систем. Новая электростанция, в частности, вновь создаваемая электростанция, таким образом, согласовывается с сетью электроснабжения, как она представляется в точке сетевого подключения, к которой должна подключаться электростанция.
Важным критерием при подключении крупных электростанций к электрической сети электроснабжения является отношение тока короткого замыкания, обозначаемое в профессиональной терминологии как Scr (Short circuit ratio - коэффициент короткого замыкания). Это отношение тока короткого замыкания является отношением мощности короткого замыкания к мощности подключения. При этом под мощностью короткого замыкания понимается та мощность, которую может предоставлять соответствующая сеть электроснабжения в рассматриваемой точке сетевого подключения, к которой должна подключаться электростанция, если там возникает короткое замыкание. Мощность подключения представляет собой мощность подключения подключаемой электростанции, в частности, таким образом, номинальную мощность подключаемого генератора.
Для обеспечения надежного функционирования, чтобы, таким образом, в значительной степени исключить потерю стабильности, электростанции обычно рассчитываются для соответствующей точки сетевого подключения таким образом, что отношение тока короткого замыкания лежит выше значения 10, обычно даже выше значения 15. Сеть электроснабжения может тогда предоставлять относительно высокую мощность короткого замыкания в точке сетевого подключения. Это означает, что сеть имеет низкий сетевой импеданс и обозначается как сильная сеть.
В случае слабой сети, когда, таким образом, имеется высокий сетевой импеданс, может, соответственно, вводиться лишь малая мощность подключения, или может подключаться только электростанция с малой мощностью подключения. Это обычно приводит к тому, что либо в такой точке сетевого подключения не подключается новая электростанция, либо сеть должна быть изменена, в частности, посредством обеспечения дополнительных, более мощных проводов. Это также обозначается в общем как усиление сети.
Для ввода электрической энергии через децентрализованные генераторные блоки, в частности, ветроэнергетические установки, проблема потери стабильности сети, а именно, так называемая Loss of Stability (потеря стабильности), в принципе, неизвестна. Правда уже в конце 90-х годов впервые были сделаны предложения, чтобы ветроэнергетические установки также использовать для электрической стабилизации сети, однако это при этом не учитывалась причина потери стабильности, в частности, то, что потеря стабильности вызывается вводом энергии в сеть электроснабжения.
Так, например, документ US 6 891 281 описывает способ, при котором ветроэнергетические установки в зависимости от сетевой частоты могут изменять свой ввод мощности, в частности, дросселировать. В документе US 7 462 946 предложено, что в случае сетевой неисправности, а именно, в частности, в случае короткого замыкания, ветроэнергетическая установка ограничивает ток, который она вводит в сеть, вместо отсоединения от сети, чтобы и за счет этого реализовать стабилизацию сети. В документе US 6 965 174 для стабилизации сети посредством ветроэнергетической установки описан способ, который в зависимости от сетевого напряжения устанавливает фазовый угол вводимого тока и тем самым вводит в сеть в зависимости от напряжения реактивную мощность, чтобы за счет этого осуществлять стабилизацию сети. Документ US 6 984 989 относится также к способу для обеспечения стабилизации сети посредством ветроэнергетической установки, при котором ветроэнергетическая установка при необходимости в зависимости от сетевого напряжения снижает вводимую в сеть мощность, чтобы за счет этого, в частности, избегать отсоединения от сети, чтобы и за счет этого обеспечивать стабилизацию сети посредством ветроэнергетической установки.
То, что такие децентрализованные генераторные блоки, такие как ветроэнергетические установки, которые собственно могут быть причиной потери стабильности в сети, не учитывалось. В статье “Loss of (Angle) Stability of Wind Power Plants”, V. Diedrichs et al., представленной на “10th International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power into Power Systems as well as on Transmission Networks for Offshore Wind Farms, Aarhus (Denmark), 25-25 October, 2011”, в принципе указывалось на проблему, что потеря стабильности в сети может в принципе возникнуть также для ветроэнергетических установок, подключенных к сети электроснабжения для ввода энергии. Эта статья представляет при этом по существу информационное освещение упомянутой проблемы. На эту статью в явном виде делается ссылка, и ее содержание, в частности, ее технические пояснения действительны и для настоящей заявки.
В принципе, сведения, опыт и другие знания о подключении и режиме эксплуатации крупных электростанций в электрической сети электроснабжения не могут переноситься на ветроэнергетические установки, включая большие ветроэнергоцентры с множеством ветроэнергетических установок, которые подключаются к сети электроснабжения для ввода энергии. Специалист, ответственный за подключение электростанции к сети электроснабжения для ее эксплуатации, является иным, чем специалист, который подключает ветроэнергетическую установку к сети электроснабжения для ее эксплуатации. Ветроэнергетические установки - и многое из описанного далее справедливо также для других децентрализованных генераторных блоков - зависят от ветра и должны, таким образом, учитывать источники непостоянной энергии; они обычно не вводят энергию с помощью непосредственно связанного с сетью синхронного генератора в сеть электроснабжения, а применяют основанный на напряжении инвертор (преобразователь постоянного тока в переменный); они имеют иной порядок величины, чем крупные электростанции, причем их номинальная мощность обычно лежит примерно на 3 десятичных порядка ниже таковой у крупных электростанций; они подлежат регулированию обычно другими политическими законами, которые зачастую обеспечивают съем мощности операторами электрических сетей электроснабжения; они обычно устанавливаются децентрализованным образом; они вводят энергию обычно в сеть среднего напряжения, в то время как крупные электростанции обычно осуществляют ввод в сеть сверхвысокого напряжения.
Немецкое ведомство по патентам и товарным знакам в результате поиска в отношении приоритетной заявки для настоящей заявки выявило следующие источники предшествующего уровня техники: DE 10 2011 053 237 A1, WO 2010/060903 A1, US 2010/0148508 A1, DE 10 2007 044 601 A1, DE 10 2007 018 888 A1, US 2010/0237834 A1, а также статью Volker Diedrichs et al., “Loss of (Angle) Stability of Wind Power Plants - The Underestimated Phenomenon in Case of Very Low Short Circuit Ratio”.
В основе настоящего изобретения лежит, таким образом, задача, решить по меньшей мере одну из вышеуказанных проблем. В частности, должно быть предложено решение, при котором децентрализованные генераторные блоки, такие как ветроэнергетические установки, могут эксплуатироваться таким образом, что они учитывают явление потери стабильности сети электроснабжения. В частности, должно быть предложено решение, при котором децентрализованные блоки питания, такие как ветроэнергетические установки или ветроэнергоцентры, способствуют стабильности сети таким образом, что исключается возникновение потери стабильности сети. По меньшей мере должно быть предложено одно альтернативное решение.
В соответствии с изобретением предложен способ согласно пункту 1 формулы изобретения. В соответствии с ним управляют генератором электрической энергии, который подключен в точке сетевого подключения к электрической сети электроснабжения. Чисто предусмотрительно указывается на то, что генератор электрической энергии действительно имеющуюся энергию преобразует в электрическую энергию, что в данной заявке упрощенно обозначается как генерация. Согласно предложенному способу управления, сначала регистрируют по меньшей мере одно относящееся к точке сетевого подключения сетевое свойство электрической сети электроснабжения. Регистрируемое сетевое свойство является, в частности, поведением сети в отношении стабильности при различных рабочих состояниях сети и/или при различных условиях ввода энергии или краевых условиях ввода энергии. В частности, регистрируют сетевые свойства, которые описывают поведение сети электроснабжения при отклонениях от номинальной рабочей точки.
Кроме того, предложено, на основе этого зарегистрированного сетевого свойства вводить электрический ток в электрическую сеть электроснабжения. Тем самым управление вводом энергии зависит от ранее определенного сетевого свойства. Это следует отличать от симметричного выполнения генератора, при котором управление не учитывает зарегистрированные сетевые свойства. Управление вводом энергии в зависимости от зарегистрированных сетевых свойств также следует отличать от управления в зависимости от текущих сетевых состояний. Однако в данном случае также является предпочтительным, дополнительно к управлению вводом энергии в зависимости от зарегистрированного сетевого свойства, выполнять генератор в зависимости от зарегистрированного сетевого свойства и также осуществлять управление в зависимости от сетевых состояний, что, однако, не является преимущественным объектом изобретения.
В соответствии с изобретением было установлено, что в частности, учет сетевого свойства для выполнения подключенного или подключаемого генератора может быть неполным учетом. Это справедливо, в частности, для децентрализованных блоков электроснабжения или децентрализованных генераторов, которые обладают способностью динамически настраиваться на новые ситуации. Настройка на новые ситуации, следовательно, на измененные состояния в сети электроснабжения, таит в себе, с другой стороны, опасность следования только за возможными текущими проблемами в сети электроснабжения. Только посредством учета по меньшей мере одного, заранее зарегистрированного сетевого свойства можно также предупреждающе управлять вводом электрического тока в электрическую сеть электроснабжения. Такое предупреждающее управление имеет целью, в частности, предотвращение или по меньшей мере своевременное распознавание проблем стабильности в сети электроснабжения, в частности, потери стабильности.
Предпочтительным образом, этот способ управления предлагается для так называемого децентрализованного генератора и/или ветроэнергетической установки или ветроэнергоцентра, включающего в себя несколько ветроэнергетических установок. Ветроэнергетическая установка обычно представляет собой децентрализованный генератор, потому что она устанавливается в децентрализованных местах, которые, в частности, ориентируются на наличие ветров, и потому что она с точки зрения ее мощности подключения, по сравнению с крупными электростанциями, не может рассматриваться как централизованный источник энергии. Подобное справедливо обычно и для ветроэнергоцентра с несколькими ветроэнергетическими установками. Кроме того, ветроэнергетические установки и по меньшей мере также небольшие ветроэнергоцентры по существу подключаются к существующей сети электроснабжения. По возможности, для подключения к этой сети электроснабжения предусматривается соединительный провод или несколько соединительных проводов, однако основная структура сети электроснабжения в остальном сохраняется.
До сих пор исходили из того, что подключение таких децентрализованных генераторов не имеет существенного влияния на основное свойство и принципиальную структуру соответствующей сети электроснабжения. Проверялось, достаточно ли соответствующих сетевых емкостей для подключения децентрализованного генератора, в частности, являются ли они достаточными, чтобы транспортировать дополнительно ожидаемую мощность, которая будет вводиться децентрализованным генератором. В частности, аспектам сетевой стабильности из-за ввода энергии этого генератора практически не придавалось никакого внимания. В частности, при таких децентрализованных генераторах не учитывалось, в какой мере ввод электрической энергии через них мог бы вызывать потерю стабильности сети электроснабжения. Поэтому предложенный способ в особенности направлен на такие децентрализованные генераторы, в частности, также на ветроэнергетические установки и ветроэнергоцентры.
Предпочтительным образом ввод энергии, в частности, посредством децентрализованных генераторов, осуществляется с помощью инвертора напряжения. При таком вводе посредством инвертора напряжения применяется инвертор, которому предоставляется вводимая энергия, например, в промежуточном контуре постоянного напряжения, и инвертор напряжения генерирует из нее в частности по возможности синусоидальный сигнал переменного напряжения. Этот сигнал переменного напряжения будет приводить, зачастую с применением сетевого дросселя, к соответствующему вводимому в сеть электроснабжения току. Могут предусматриваться дополнительные трансформации напряжения посредством одного или более трансформаторов.
При этом предлагается так называемая концепция полного инвертора, при которой вся вводимая электрическая мощность, потерями при этом пренебрегают, вводится посредством этого инвертора напряжения в сеть электроснабжения. В случае ветроэнергетических установок рассматриваются и другие концепции с инвертором напряжения, при которых инвертор напряжения управляет вводом электрического тока косвенным образом через управление генератором, генерирующим ток, в частности, типа асинхронной машины двустороннего питания.
Применение инвертора напряжения для ввода электрического тока сети электроснабжения, в частности, согласно концепции полного инвертора, существенным образом отличается от ввода электрического тока посредством крупной электростанции. Инвертор напряжения может и/или должен постоянно в зависимости от сетевого состояния, в частности, амплитуды напряжения и частоты настраивать свой ввод. Отсюда одновременно следует способность быстро реагировать на изменения в сети. При этом одновременно возникает опасность быстрого достижения нестабильного состояния, если эта быстрая реакция выполняется неправильно. В частности, эта проблема решается в настоящем изобретении.
Согласно варианту выполнения, предложено, что генератором управляют таким образом, что он приводится в действие в рабочей точке, которая зависит от зарегистрированных сетевых свойств. В частности, она зависит не только от этих зарегистрированных сетевых свойств, но также от амплитуды напряжения и частоты в сети электроснабжения, а именно, особенно в точке сетевого подключения или вблизи нее. Кроме того, она может зависеть от мгновенной вводимой действительной мощности и/или от мгновенной вводимой реактивной мощности. Таким образом, сначала получается номинальная рабочая точка, которая рассчитана для этой точки сетевого подключения с соответственно зарегистрированным сетевым свойством и для конкретного генератора. Если состояния сети или ввод изменяются, то может выбираться другая рабочая точка, которая при этом учитывает ранее зарегистрированное сетевое свойство. Рабочая точка генератора в точке сетевого подключения предпочтительно задается посредством действительной мощности и/или реактивной мощности, которую генератор вводит в сеть электроснабжения.
Согласно варианту выполнения предлагается, что для установки рабочей точки за основу принимается по меньшей мере одна управляющая характеристика, зависимая от зарегистрированного сетевого свойства. Такая управляющая характеристика может также быть многомерной, то есть зависеть от нескольких входных параметров и/или одновременно включать в себя несколько параметров для установки. В частности, управляющая характеристика задает в зависимости от сетевого напряжения в точке сетевого подключения подлежащую вводу реактивную мощность и/или подлежащую вводу действительную мощность. Управляющая характеристика создается, основываясь на по меньшей мере одном зарегистрированном сетевом свойстве. В особенности, характеристика выбирается таким образом, что работа генератора по возможности не приводит к потере стабильности сеть электроснабжения.
Согласно одному из вариантов, предусматривается использовать нелинейный регулятор, в частности, регулятор с нелинейной и/или непостоянной регулировочной характеристикой. В частности, предложено избегать PID-регулятора в качестве исключительного регулятора. Было выявлено, что PID-регулятор для некоторых требований недостаточен и также при оптимальной параметризации не удовлетворяет требованиям. Посредством нелинейного регулятора можно достичь лучшего согласования с регулируемой системой. В качестве нелинейного регулятора может быть использован, например, нечеткий регулятор, регулятор на основе нейронной сети, умножающий регулятор, регулятор, включающий функцию гистерезиса, и/или регулятор, применяющий характеристику с запаздыванием (.
Согласно одному выполнению, используется регулирование, которое приводит к тому, что рабочая точка согласовывается соответственно с управляющей характеристикой. Такая управляющая характеристика может, например, указывать вводимую реактивную мощность Q в зависимости от вводимой действительной мощности Р и напряжения U в сети, как описывается формулой Q=f(P,U).
Предпочтительным образом регистрация по меньшей мере одного сетевого свойства, которое также может осуществляться посредством вычисления сетевых свойств, включает в себя регистрацию взаимосвязи между введенной реактивной мощностью и сетевым напряжением в точке сетевого подключения. Дополнительно или альтернативно, оно включает регистрацию взаимосвязи между введенной действительной мощностью и сетевым напряжением в точке сетевого подключения. Предпочтительным образом, оно включает в себя регистрацию взаимосвязи между введенной действительной мощностью, введенной реактивной мощностью и сетевым напряжением в точке сетевого подключения, так что в этом случае регистрируется трехмерная взаимосвязь. Тем самым регистрируется взаимосвязь между реактивной мощностью, действительной мощностью и сетевым напряжением в точке сетевого подключения, которая позволяет сделать выводы относительно поведения сети электроснабжения по отношению к этой точке сетевого подключения и может служить основой для управления поставщиком при вводе энергии в сеть электроснабжения.
Согласно одному из вариантов выполнения предложено, что регистрация сетевого свойства включает в себя регистрацию границы стабильности. Такая граница стабильности может задаваться как функция сетевого напряжения в точке сетевого подключения в зависимости от введенной реактивной мощности и в зависимости от введенной действительной мощности. Эта граница определяется, таким образом, тремя параметрами и может соответственно отображаться в трехмерном представлении. В таком трехмерном представлении граница стабильности охватывает в принципе изогнутую или выпуклую поверхность, а именно граничную поверхность. Соответственно, соответствующие рабочие точки и, тем самым, также задаваемая рабочими точками характеристика выбирается на стабильной стороне границы стабильности. Также в зависимости от ожидаемой динамики сети электроснабжения и/или генератора и, тем самым, в случае ветроэнергетической установки, также от ветра, может выбираться большее или меньшее расстояние соответствующей рабочей точки от границы стабильности.
Согласно одному из вариантов выполнения, предложено, что по меньшей мере одно зарегистрированное сетевое свойство вычисляется посредством модели. Для этого сначала сетью электроснабжения предпринимается сетевой анализ, который, например, учитывает систему проводов, содержащиеся в сети электроснабжения трансформаторы, переключающие устройства, потребители и генераторы. В частности, их значения вводятся в программу вычислений или программу моделирования. Сетевой анализ предпринимается целенаправленно для имеющейся или планируемой точки сетевого подключения. В какой степени при сетевом анализе можно пренебречь отдельными элементами, в той степени они, очевидно, не имеют особой важности для точки сетевого подключения. Соответствующие сетевые участки могут учитываться посредством эквивалентных моделей, в частности, с применением эквивалентных импедансов. Из сетевого анализа создается модель сети электроснабжения, которая с помощью соответствующего программного обеспечения для модели сетевого анализа может обрабатываться и тестироваться. Затем, в частности, с помощью такого программного обеспечения анализа, на основе сетевой модели для конкретной точки сетевого подключения осуществляется моделирование различных рабочих точек, и регистрируются результаты моделирования. Результат моделирования представляет собой по меньшей мере одно зарегистрированное сетевое свойство. В частности, для этого регистрируется или принимается за основу множество смоделированных отдельных рабочих точек.
Следует отметить, что для понятия «сеть электроснабжения» также синонимично может применяться упрощенное понятие «сеть».
Предпочтительным образом, также граница стабильности, которая получается, например, из вышеупомянутого моделирования, сохраняется в таблице. Дополнительно или альтернативно, она может также аппроксимироваться аналитической функцией. Не зарегистрированные промежуточные значения могут также определяться посредством интерполяции.
Согласно одному выполнению, предложено, что при регистрации по меньшей мере одного сетевого свойства также учитываются свойства или по меньшей мере одно свойство генератора, и регистрируется отношение тока короткого замыкания. Сетевые свойства узла подключения регистрируются, таким образом, также с учетом свойств генератора на этом сетевом подключении. При этом предпочтительным образом предложено, что генератором управляют при отношении тока короткого замыкания менее 6. Предпочтительным образом, отношение тока короткого замыкания при этом меньше, чем 4, и, в частности, меньше, чем 2. Таким образом, предложен способ управления для отношения тока короткого замыкания, которое меньше, чем бывает обычно. Это часто также предполагает, что такой расчет целенаправленно предпринимается или по меньшей мере принимается во внимание. Таким образом, осознанно предлагается ввод энергии в слабую сеть, а именно в частности, с помощью генератора, мощность подключения которого по сравнению с мощностью короткого замыкания сети по отношению к точке подключения является высокой, а именно, больше, чем одна шестая, больше, чем одна четверть, или даже больше, чем половина мощности короткого замыкания сети для этой точки подключения. При этом было установлено, что во всяком случае применение ветроэнергетической установки с инвертором источника напряжения, упрощенно обозначаемого как инвертор напряжения, в частности, со структурой полного инвертора, обеспечивает возможность этого режима работы в слабой сети. При этом принимается во внимание, что посредством выбора или соответственно учета малого отношения тока короткого замыкания выполняется режим работы вблизи границы стабильности. Было установлено, что регулирование с инвертором напряжения может обеспечивать соответствующее регулирование, в частности, соответственно быстрое и соответственно точное регулирование ввода энергии. Тем самым может достигаться то, что до сих пор считавшиеся непригодными точки сетевого подключения могут использоваться для подключения генератора.
Согласно одному выполнению предлагается, что выбирается рабочая точка генератора с предопределенным запасом стабильности по отношению к границе стабильности. Таким образом, предлагается конкретный выбор рабочей точки, чтобы обеспечить стабильность. Это отличается, в частности, от концепции, при которой предпринимается выполнение с очень высоким отношением тока короткого замыкания, за счет чего не выполнялся конкретный выбор рабочей точки. Иначе говоря, можно избежать сверхпредусмотрительного выполнения. Рабочая точка выбирается в пределах определенного запаса стабильности и при этом во время управления направляется с этим запасом стабильности. Если, например, изменяются состояния в сети или краевые условия в сети, которые, например, кратковременно уменьшают запас стабильности, то рабочая точка соответственно дополнительно настраивается, чтобы снова поддерживать запас стабильности.
Согласно одному из вариантов выполнения, запас стабильности представляет собой наименьшее разрешенное расстояние от рабочей точки до границы стабильности, если величины, описывающие рабочую точку и границу стабильности, нормированы. Например, граница стабильности и также рабочая точка могут быть определены, соответственно, через величины введенной реактивной мощности, введенной действительной мощности и напряжение в точке сетевого подключения. Тогда может осуществляться нормировка действительной мощности номинальной мощностью генератора и реактивной мощности также номинальной мощностью генератора. Напряжение предпочтительно нормируется номинальным напряжением. Тем самым эти величины становятся безразмерными и могут также сравниваться между собой, что при различных размерностях без дополнительных мер невозможно.
В приведенном примере граница стабильности образует изогнутую поверхность в пространстве, а именно, в пространстве, которое образуется, если реактивная мощность, действительная мощность и напряжение образуют прямоугольную систему координат. В этом наглядном примере запас стабильности может быть другой изогнутой поверхностью, которая имеет, например, в принципе, расстояние 0,1. Запас стабильности образует в этом случае, также образно говоря, что-то вроде буферного слоя.
Расчетным способом такое наименьшее разрешенное расстояние может быть вычислено как корень из суммы квадратов разностей каждой отдельной нормированной величины.
Предпочтительным образом для различных рабочих точек предусматриваются различные запасы стабильности. Так может, например, запас стабильности оптимальной рабочей точки, при котором имеется, например, номинальное напряжение, вводится номинальная действительная мощность и не вводится никакой реактивной мощности, выбираться малым. При других рабочих точках может быть целесообразным предусматривать более высокий защитный интервал. Упомянутый для пояснения буферный слой тогда не имеет сквозной постоянной толщины. Такое варьируемое или постоянное расстояние составляет предпочтительным образом по меньшей мере 0,05, 0,1 или, в частности, по меньшей мере 0,2.
Предпочтительным образом, при эксплуатации, запас стабильности текущей рабочей точки постоянно наблюдают и, в частности, рабочую точку изменяют, если расстояние до границы стабильности уменьшается, в особенности, когда оно спадает ниже значения соответствующего запаса стабильности. Это наблюдение может осуществляться в режиме онлайн или квази-онлайн, то есть с малыми временными интервалами между моментами времени наблюдения и/или посредством динамического наблюдателя с малым временным сдвигом или соответственно временной задержкой. Тем самым можно кратковременно и быстро реагировать на релевантные для стабильности изменения, и при этом достигается стабильный режим работы даже вблизи границы стабильности.
Кроме того, предложена ветроэнергетическая установка, которая имеет электрический генератор, связанный с аэродинамическим ротором, чтобы генерировать электрическую энергию из ветра, и которая имеет устройство инвертора частоты для ввода электрической энергии в сеть электроснабжения, причем ветроэнергетическая установка управляется согласно по меньшей мере одному способу в соответствии с вышеописанными вариантами выполнения. При этом ветроэнергетическая установка образует генератор и управляется соответствующим образом для ввода энергии в сеть электроснабжения. Устройство инвертора частоты предпочтительно имеет выпрямитель, который выпрямляет переменное напряжение от электрического генератора, и оно имеет инвертор для трансформации постоянного напряжения в переменное напряжение для ввода в сеть электроснабжения. Такое устройство инвертора частоты, в котором - при пренебрежении потерями - вся выработанная электрическая энергия полностью направляется через выпрямитель и через инвертор, может также обозначаться как концепция полного инвертора или технология полного инвертора. При этом вместо выпрямителя также может предусматриваться комбинация из нескольких выпрямителей, и/или вместо отдельного инвертора может быть предусмотрено несколько инверторов, которые соответственно могут преобразовывать только часть энергии.
Предпочтительным образом, ветроэнергетическая установка подключена к точке сетевого подключения, и выработанная электрическая энергия в этой точке сетевого подключения вводится в сеть электроснабжения, и отношение тока короткого замыкания выбирается меньше чем 10, предпочтительно меньше чем 6, далее предпочтительно меньше чем 4 и, в частности, меньше чем 2. Таким образом, вместе с соответствующим регулированием генератора, а именно, ветроэнергетической установки при вводе энергии обеспечивается возможность такого выбора очень малого отношения тока короткого замыкания. Таким образом, ветроэнергетические установки с высокими мощностями подключения, в особенности высокими номинальными мощностями, могут подключаться к относительно слабым сетям и, тем самым, устанавливаться в соответствующих децентрализованных местах. Тем самым может осуществлять освоение до сих пор непригодных мест установки, которые иначе могли осваиваться только при значительном регулировании сети электроснабжения.
Предпочтительным образом регистрируется или индицируется грозящая потеря стабильности в точке сетевого подключения. Тем самым должно по возможности предотвращаться прерывание ввода энергии, или генератор может подготавливаться к тому, чтобы предпринимать быстрое восстановление ввода энергии, если потеря стабильности все-таки возникает.
Регистрация или индикация грозящей потери стабильности осуществляется предпочтительно, когда величина частной производной сетевого напряжения по введенной действительной мощности превышает предопределенное предельное значение действительной мощности.
Посредством учета частной производной сетевого напряжения по действительной мощности чувствительность сети может распознаваться, и результат производной может, при необходимости, применяться как указание для выбора более стабильной рабочей точки.
Предпочтительным образом грозящая потеря стабильности регистрируется и индицируется на основе величины частной производной сетевого напряжения и по введенной реактивной мощности, если величина частной производной превышает предопределенное предельное значение реактивной мощности. И здесь учитывается или определяется чувствительность сети.
Предпочтительным образом грозящая потеря стабильности регистрируется или индицируется посредством разложения трехфазного напряжения сети электроснабжения методом симметричных компонент, причем исходят из грозящей потери стабильности, если величина компоненты напряжения прямой последовательности больше, чем предельное значение напряжения прямой последовательности. Дополнительно или альтернативно предложено, исходить из грозящей потери стабильности, если величина компоненты напряжения обратной последовательности больше, чем предельное значение напряжения обратной последовательности. Посредством известного способа симметричных компонент, в частности, учитываются несимметричности. Если контролируется величина компоненты напряжения прямой последовательности, то контролируется, в какой степени, упрощенно говоря, симметричная составляющая трехфазной системы напряжений превышает некоторое значение или падает ниже него. При учете компоненты напряжения обратной последовательности может, в частности, распознаваться, является ли степень асимметрии слишком большой и указывает на помеху в сети, которая позволяет ожидать потерю стабильности.
Также может учитываться величина разности между опорной частотой и номинальной частотой. Из грозящей потери стабильности можно исходить, когда разность превышает предопределенное предельное значение частоты или спадает ниже него или превышает эту величину.
Также предложен ветроэнергоцентр с несколькими ветроэнергетическими установками, причем каждая ветроэнергетическая установка содержит аэродинамический ротор, электрический генератор и устройство инвертора частоты, как описано выше. Кроме того, предложено управление ветроэнергоцентром посредством способа, как описано выше, согласно одной из форм выполнения. Тем самым весь ветроэнергоцентр рассматривается и управляется как генератор в смысле описанного способа. В особенности, отношение тока короткого замыкания касается тогда отношения мощности короткого замыкания сети электроснабжения точки подключения, отнесенной к мощности подключения ветроэнергоцентра, в частности, сумме номинальных мощностей всех ветроэнергетических установок рассматриваемого ветроэнергоцентра. Также для этого ветроэнергоцентра, согласно одной форме выполнения, предложено осуществлять расчет с малым отношением тока короткого замыкания, в частности, меньше 10, меньше чем 6, меньше чем 4 и особенно предпочтительно меньше чем 2. В частности, за счет объединения нескольких ветроэнергетических установок в ветроэнергоцентре могут достигаться большие мощности подключения по сравнению с отдельной ветроэнергетической установкой. Для этого предлагается решение, которое обеспечивает возможность подключения к сравнительно слабой сети, по отношению к точке подключения.
Важной информацией для предупреждающе управления генератором для ввода электрической энергии в сеть является чувствительность сети. Эта чувствительность сети является свойством, которое, в частности, относится к точке сетевого подключения. Она зависит от сетевых свойств, таких как топология сети, а также от текущих состояний сети. Она в принципе указывает, насколько чувствительно напряжение в точке сетевого подключения реагирует на воздействия. Если генератор представляет собой ветроэнергетическую установку или ветроэнергоцентр с несколькими ветроэнергетическими установками, то колеблющаяся скорость ветра является внешним параметром, который через ветроэнергетическую установку может оказывать влияние на сеть и, тем самым, на напряжение в точке подключения. Колебания скорости ветра могут при этом иметь сильное или слабое влияние на напряжение в точке подключения, и, соответственно, имеет место высокая или слабая чувствительность сети в отношении скорости ветра.
Кроме того, текущее состояние сети может иметь влияние на чувствительность напряжения в точке сетевого подключения. Например, если сеть менее чувствительна к внешним влияниям, напряжение в точке сетевого подключения также является более стабильным, если сеть работает, в частности, относительно точки сетевого подключения, в стабильной рабочей точке. Напротив, напряжение в точке сетевого подключения может легче подвергаться влиянию, если сеть работает в менее стабильной рабочей точке, как, например, в рабочей точке, в которой, в случае ветроэнергетической установки, последняя уже выполняет поддержку.
Такая поддержка посредством ветроэнергетической установки может, например, осуществляться посредством ввода реактивной мощности. Поэтому предпочтительным образом предлагается, что чувствительность сети формируется в зависимости от частной производной напряжения в точке сетевого подключения по введенной реактивной мощности. Таким образом, если напряжение в точке сетевого подключения изменяется сильно с изменениями введенной реактивной мощности, то имеет место высокая чувствительность, и напряжение также легче может подвергаться влиянию.
Альтернативно или дополнительно предложено, что чувствительность сети формируется в зависимости от частной производной напряжения в точке сетевого подключения генерируемой ветроэнергетической установкой мощности, а именно действительной мощности. Действительная мощность, сгенерированная и введенная ветроэнергетической установкой, является мерой имеющейся скорости ветра. Если изменение этой введенной мощности приводит к сильному изменению напряжения в точке сетевого подключения, то имеет место высокая чувствительность относительно этой мощности и, тем самым, относительно изменений скорости ветра.
Предпочтительным образом чувствительность сети является суммой обеих этих частных производных, причем это суммирование также может выполняться взвешенным образом, чтобы учитывать или регистрировать различные по силе влияния.
Предпочтительным образом предложено управление генератором осуществлять в зависимости от этой чувствительности сети. В частности, режим регулирования может осуществляться быстро или с большим усилением, или он должен осуществляться, если имеет место высокая чувствительность, и поэтому в случае внешних помех необходимо иметь возможность быстро реагировать. В противном случае, при слабой чувствительности, может быть достаточным более медленный регулятор или регулятор с меньшей силой.
Описанное далее вычисление потока нагрузки применяется для анализа стационарных рабочих состояний сетей энергоснабжения. Основу при этом составляет фиг. 9 соответствующей сети через ее импедансы Z или адмитансы Y (комплексные значения проводимости).
В классическом сетевом анализе сеть определялась бы через закон Ома со следующей линейной системой уравнений в матричной форме записи, которая описывает взаимосвязь для n узлов:
или кратко: Y·U = I (линейная система уравнений).
При этом необходимо найти напряжения в каждом из n сетевых узлов (-> поддержание постоянного напряжения).
Но так как токи в сетях неизвестны, а (планируемые) вводы или соответственно отборы энергии известны, то токи выражаются через мощности:
Путем представления сетевых уравнений через мощности получаем нелинейную систему уравнений.
Эта нелинейная система уравнений решается численным методом (чаще всего методом Ньютона). В рамках численного решения системы уравнений она должна быть линеаризована. Линеаризация осуществляется через частные производные элементов матрицы по неизвестным, а именно, в данном случае по амплитуде (U2…Un) и углу (δ1…δn) узловых напряжений.
Матрица с частными производными называется матрицей Якоби. Для решения системы уравнений она должна быть инвертируемой, то есть регулярной.
МАТРИЦА ЯКОБИ
Далее изобретение поясняется более подробно в качестве примера на основе вариантов выполнения со ссылками на приложенные чертежи, на которых показано:
Фиг. 1 - ветроэнергетическая установка в пространственном изображении.
Фиг. 2 - схематично подключенная к сети ветроэнергетическая установка, основанная на системе управления напряжением, которая обозначена как VCS (Voltage Control System).
Фиг. 3 - схематично схемное устройство управляемого по напряжению ввода энергии ветроэнергетической установки в сеть переменного напряжения.
Фиг. 4 - схематично две ветроэнергетические установки, подключенные к сети через общую точку сетевого подключения.
Фиг. 5 - параметры влияния, которые могут влиять на чувствительность ветроэнергетической установки, подключенной к сети.
Фиг. 6 - диаграмма в качестве оценки поведения сети в точке сетевого подключения как характеристики напряжения в зависимости от введенной реактивной мощности и введенной действительной мощности.
Фиг. 7 - чувствительность как вызванное изменениями действительной мощности изменение напряжения в зависимости от введенной и нормированной реактивной мощности и действительной мощности.
Фиг. 8 - чувствительность как вызванное изменением реактивной мощности изменение напряжения в зависимости от нормированной реактивной мощности и действительной мощности.
Фиг. 9 - обобщенное изображение сети.
Далее идентичные ссылочные позиции могут предусматриваться для подобных, но не идентичных элементов, или они могут также предусматриваться для элементов, которые представлены лишь схематично или символически и могут различаться в деталях, которые не существенны для соответствующих объяснений.
На фиг. 1 показана ветроэнергетическая установка 100 с башней 102 и гондолой 104. На гондоле 104 размещен ротор 106 с тремя роторными лопастями 108 и вращатель 110. Ротор 106 при работе приводится ветром во вращательное движение и тем самым приводит в действие генератор в гондоле 104.
На фиг. 2 схематично показана ветроэнергетическую установку 1, которая через точку 2 сетевого подключения подключена к электрической сети 4 электроснабжения. Электрическая сеть 4 электроснабжения далее упрощенно обозначается как сеть 4, причем эти понятия следует рассматривать как синонимы.
Ветроэнергетическая установка 1 имеет генератор 6, который приводится в действие ветром и за счет этого вырабатывает электрическую энергию. Генератор 6 в одном из вариантов выполнения выполнен как электрически возбуждаемый многофазный синхронный генератор 6 с двумя трехфазными системами, соединенными соответственно по схеме соединения звездой, что иллюстрируется обоими символами звезды в генераторе 6 на фиг. 2. Выработанный таким образом переменный ток, а именно в упомянутом примере 6-фазный переменный ток, выпрямляется выпрямителем 8 и как постоянный ток через соответствующий провод 10 постоянного тока, который может содержать несколько отдельных проводников, передается от гондолы 12 вниз по башне к инвертору 16. Инвертор 16 вырабатывает из постоянного тока переменный ток, а именно, в показанном примере 3-фазный переменный ток для ввода в сеть 4. Для этого выработанное инвертором 16 переменное напряжение преобразуется еще с повышением посредством трансформатора 18, чтобы затем вводиться в сеть 4 в точке 2 сетевого подключения. Показанный трансформатор 18 применяет схему соединения «звезда-треугольник», а именно на первичной стороне схему соединения звездой, а на вторичной стороне схему соединения треугольником, что в данном случае представлено лишь как пример варианта выполнения. Ввод энергии в сеть 4 может, наряду с вводом действительной мощности Р, также включать в себя ввод реактивной мощности Q, что наглядно показано посредством стрелки 20. Для конкретного ввода энергии инвертор 16 управляется соответствующим блоком 22 управления, причем блок 22 управления также может быть конструктивно объединен с инвертором 16. Вообще фиг. 2 должна иллюстрировать принципиальную функциональную структуру, и конкретное расположение отдельных элементов может выбираться иначе, чем представлено. Например, трансформатор 18 может быть предусмотрен вне башни 14.
Блок 22 управления управляет инвертором 16, в частности, таким образом, что управляется способ ввода в сеть 4. При этом выполняются задачи, каким образом вводимый ток согласовать с ситуацией в сети 4, в особенности, частотой, фазой и амплитудой напряжения в сети 4. Кроме того, блок 22 управления предусмотрен для того, чтобы управлять долей действительной мощности Р и реактивной мощности Q текущей вводимой в сеть 4 мощности. В данном случае осуществляются измерения в сети 4, в частности в точке 2 сетевого подключения, которые соответственно оцениваются. В числе прочего, также измеряется текущее напряжение в сети 4, особенно в форме текущего эффективного значения напряжения, и сравнивается с заданным значением для напряжения, а именно, заданным значением VSET.
Соответственно, представленная система и, в частности, инвертор 16 с блоком 22 управления представляет собой систему управления напряжением, которая обозначена как VCS (Voltage Control System).
Для управления генератором ветроэнергетической установки в области гондолы предусмотрены блок 24 управления мощностью и блок 26 оценки мощности. Блок 24 управления мощностью управляет, в частности, возбуждением, а именно током возбуждения синхронного генератора с независимым возбуждением в показанном примере выполнения. Блок 26 оценки мощности оценивает подаваемую на выпрямитель 8 мощность и сравнивает ее с мощностью, отдаваемой от выпрямителя 8 через провода 10 постоянного тока к инвертору 16. Результат этой оценки выдается далее на блок 24 управления мощностью.
Фиг. 2 также иллюстрирует, что для соответствующего интеллектуального ввода энергии показанная система должна быть снабжена системой управления напряжением, чтобы эксплуатировать ветроэнергетическую установку при вводе по возможности стабильно, особенно вблизи границы стабильности.
Фиг. 3 иллюстрирует подключение ветроэнергетической установки 1′ к так называемой «слабой сети 4». Под слабой сетью в данном случае следует понимать сеть с высоким импедансом. Это показано на фиг. 3 посредством последовательного импеданса 5′. Кроме того, такой последовательный импеданс 5′ предусмотрен в тестовой структуре, которая соответствует структуре по фиг. 3, и с помощью которой исследовалось поведение ветроэнергетической установки 1′ в слабой сети 4′.
Структура на фиг. 3 исходит из генератора 6′, который приводится в действие ветром и предусмотрен как синхронный генератор. Выработанная электрическая мощность генератора 6′ выпрямляется в выпрямителе 8′ и предоставляется инвертору 16′ на стороне входа на промежуточном контуре постоянного напряжения с конденсатором 28′ промежуточного контура. Показанная структура отождествляет провод 10′ постоянного напряжения с входным промежуточным контуром постоянного напряжения инвертора 16′, чтобы упростить изображение. Фактически входной провод постоянного тока может быть электрически идентичен промежуточному контуру, или на стороне входа еще предусматривается повышающий регулятор, что здесь детально не представлено. Также выпрямитель 1' и инвертор 16′ могут быть пространственно отделены друг от друга, как это было уже пояснено со ссылкой на фиг. 2 по отношению к выпрямителю 8 и инвертору 16.
Наконец, предусмотрено управление 24′ возбуждением, которое может запитываться энергией промежуточного контура постоянного напряжения, который представлен конденсатором 28′ промежуточного контура. Это управление 24′ возбуждением управляет током возбуждения генератора 6′ с независимым возбуждением и соответствует в принципе блоку 24 управления мощностью по фиг. 2.
Инвертор 16′ может вводить действительную мощность Р и реактивную мощность Q. При этом на фиг. 3 приведено напряжение на выходе инвертора 16′ как напряжение ветроэнергетической установки VWEC. Для ввода оно еще преобразуется с повышением посредством трансформатора 18′ и вводится в сеть 4′ в точке 2′ сетевого подключения. Сеть 4′ в данном случае также содержит дополнительный трансформатор 30′. Собственно сеть, которая начинается после сетевого трансформатора 30′, обозначена ссылочной позицией 4′′. Напряжение в точке 2′ сетевого подключения обозначено как сетевое напряжение VGrid.
Для иллюстрации слабой сети перед точкой 2′ сетевого подключения обозначен последовательный импеданс 5′. Этот последовательный импеданс 5′ имеется только в этой тестовой структуре или в пояснительной структуре и указывает сетевой импеданс. Поэтому точка, обозначенная непосредственно рядом с трансформатором 18′, может рассматриваться как точка 2′′ сетевого подключения. Разница между обеими точками 2′ и 2′′ сетевого подключения возникает только из-за этого применения последовательного импеданса 5′ и в реальных сетях, таким образом, не обнаруживается.
На фиг. 4 показано другое пояснительное и схематичное представление, согласно которому две ветроэнергетические установки 1 подключены к сети 4 электроснабжения. Каждая из ветроэнергетических установок 1 построена в принципе так, как пояснено со ссылкой на фиг. 2, а именно с генератором 6, выпрямителем 8 и проводом 10 постоянного тока, который в действительности имеет по меньшей мере два отдельных проводника, а именно, для положительного и отрицательного тока, что соответственно справедливо также для провода 10 постоянного тока по фиг. 2. Кроме того, ветроэнергетическая установка 1 содержит инвертор 16 и трансформатор 18. От каждой из ветроэнергетических установок 1 проходит соединительный провод 32 к точке 2′ сетевого подключения на стороне ветроэнергетической установки. Таким образом, эти обе показанные в качестве примера ветроэнергетические установки 1, которые также могут быть представительными для ветроэнергоцентра с намного большим, чем ветроэнергетические установки, совместно вводят свою выработанную мощность в этой точке 2′ сетевого подключения на стороне ветроэнергетической установки. Введенная мощность Р и введенная реактивная мощность Q, если имеются, подаются тогда в точку 2′ сетевого подключения и вводятся в электрическую сеть 4 электроснабжения.
Соединение между точкой 2′ сетевого подключения стороны ветроэнергетической установки и точкой 2′′ подключения сетевой стороны не является пренебрежимо малым, и соответственно в точке 2′ сетевого подключения стороны ветроэнергетической установки устанавливается напряжение VWP стороны ветроэнергетической установки, в то время как в точке 2′′ подключения сетевой стороны устанавливается напряжение VGrid.
Для управления напряжение VWP стороны ветроэнергетической установки регистрируется и оценивается в блоке 34 оценки. Оценка осуществляется сначала так, что измеренные значения принимаются блоком 36 измерения. Результаты измерения подаются в том числе на блок 38 управления стабилизацией, который также может обозначаться как SVCS-блок, причем SVCS является сокращением англоязычного термина “Stability Voltage Control System” (система управления напряжением стабильности). Блок 38 управления стабилизацией вычисляет предписанную величину для предоставляемой реактивной мощности QSet. Эта устанавливаемая реактивная мощность в качестве соответствующей предписанной величины будет передаваться на обе ветроэнергетические установки 1 и передавалась бы соответственно на все ветроэнергетические установки в одной сумме. Эта предписанная величина может передаваться как абсолютное значение, в частности, тогда, когда ветроэнергетические установки имеют одинаковый размер и подвергаются воздействию одного и того же ветра. Но также в качестве предписанной величины может выдаваться процентное значение, которое относится к свойствам соответствующей ветроэнергетической установки, как, например, номинальная мощность соответствующей ветроэнергетической установки.
Кроме того, блок 36 измерения также выдает значения на блок 40 наблюдателя, который из определенных измеренных значений определяет дополнительные состояния, как, например, введенная действительная мощность или введенная реактивная мощность, и далее предает свои результаты на блок 42 модели системы. Блок 40 наблюдателя может, при необходимости, также определять или выводить информации о потребности в мощности.
Модель системы блока 42 модели системы применяется для того, чтобы определять максимальную вводимую действительную мощность Рmax и подводить к ветроэнергетической установке 1. Также эта максимальная вводимая действительная мощность может выдаваться как абсолютное значение или относительное значение. Следует отметить, что наглядное представление блока 34 оценки должно пояснять структуру. В принципе, не требуется, чтобы блок 34 физически был выполнен как самостоятельное устройство.
Заданная реактивная мощность QSet и максимальная действительная мощность Pmax выдаются тогда на FACTS-блок 44 управления каждой ветроэнергетической установки 1. Обозначение «FACTS» является сокращением от англоязычного термина «Flexible AC Transmission System» (гибкая система передачи переменного тока). FACTS-блок 44 управления преобразует предписанные значения и соответственно управляет инвертором 16, причем для этого он может учитывать также измеренные значения от состояний из ветроэнергетической установки.
В частности, но не только, релевантные для стабильности предписанные величины для стабильного ввода в сеть 4 могут быть реализованы посредством блока 34 оценки. В частности, может задаваться рабочая точка, которая является благоприятной по отношению к вводимому количеству энергии или величины мощности и стабильности. В частности, рабочая точка может при этом задаваться с запасом стабильности. Запас стабильности относительно вводимой реактивной мощности блок 38 управления стабильностью может при этом реализовывать посредством соответствующего задания реактивной мощности Qset.
Фиг. 5 иллюстрирует чувствительность подключенной к сети ветроэнергетической установки и параметры влияния на нее. Характерным для поведения сети, а именно, в точке сетевого подключения является сетевой блок 50 согласно фиг. 5. Сетевой блок 50 наглядно показывает, что сеть может реагировать на влияния посредством изменения напряжения. В качестве влияний в данном случае представлены изменения действительной мощности ΔР и изменение реактивной мощности ΔQ. Влияние изменений мощности учитывает блок 52 действительной мощности, и влияние изменений реактивной мощности учитывает блок 54 реактивной мощности. Блок 52 действительной мощности показывает частную производную напряжения по действительной мощности, и соответственно блок 54 реактивной мощности показывает частную производную напряжения по реактивной мощности. В этом состоит возможность учитывать любую динамику поведения сети, то есть чувствительность сети, а именно, реакции на изменения действительной мощности и реактивной мощности через соответствующие частные производные, результат которых суммируется в блоке 56 суммирования. Сетевой блок 50 вместе с блоком 56 суммирования учитывает, таким образом, зависимость напряжения сети в точке сетевого подключения от двух параметров, а именно от действительной мощности и реактивной мощности. Зависимость в данном случае учитывается через обе частные производные.
Изменения действительной мощности получаются, в частности, из изменений скорости ветра ΔVW, которая воздействует на блок 58 ветроэнергетической установки. Этот блок 58 ветроэнергетической установки показывает влияние изменения скорости ветра ΔVW на изменение действительной мощности ΔР, причем также должно учитываться управление ветроэнергетической установкой и учитывается с этим блоком 58.
Изменение реактивной мощности ΔQ, хотя и может зависеть от ветроэнергетической установки, по меньшей мере от управления ветроэнергетической установкой, но следует другим, по существу независимым от скорости ветра взаимосвязям. Ее изменение показывается посредством блока 60 управления. Этот блок 60 управления для пояснения разделен на блок 62 задания реактивной мощности и FACTS-блок 64. Блок 60 управления и, тем самым, блок 62 задания реактивной мощности прежде всего зависят от отклонения ΔV напряжения, а именно, в точке сетевого подключения, за вычетом заданного отклонения ΔVSET напряжения. Исходя из этого результирующего отклонения напряжения, блок 62 задания реактивной мощности определяет вводимую реактивную мощность или в зависимости от изменения напряжения заданное изменением вводимой реактивной мощности. Оно передается на FACTS-блок 64, который соответственно реализует преобразование ввода реактивной мощности или изменения ввода реактивной мощности.
Блок 58 ветроэнергетической установки и блок 60 управления могут также пониматься как передаточная функция соответствующей входной величины, или блок 62 задания реактивной мощности и FACTS-блок 64 могут, соответственно, пониматься как передаточные функции, которые сочленены в блоке 60 управления.
На фиг. 6 показано для одного варианта выполнения зависимость напряжения в точке сетевого подключения в зависимости от введенной реактивной мощности Q и введенной действительной мощности Р. Реактивная мощность Q нормирована по мощности SSC короткого замыкания сети в исследуемой точке сетевого подключения и нанесена по оси абсцисс. Мощность Р также нормирована по мощности SSC короткого замыкания сети в той же точке сетевого подключения и нанесена по оси ординат. Напряжение VPCC является напряжением в точке сетевого подключения, нормированным по номинальному напряжению VN. Это нормированное напряжение в точке сетевого подключения нанесено для различных значений, соответственно, как график в зависимости от нормированной реактивной мощности Q и нормированной действительной мощности Р. Соответственно, график или характеристика со значением 1 является той характеристикой, которая представляет, при каких значениях для реактивной мощности и действительной мощности устанавливается номинальное напряжение.
Например, номинальное напряжение устанавливается, если по отношению к мощности SSC короткого замыкания вводится 10% реактивной мощности Q и 50% действительной мощности Р.
График на фиг. 6 показывает свойства точки сетевого подключения сети с высоким импедансом, во всяком случае по отношению к этой точке сетевого подключения.
Обычно для представленной точки сетевого подключения приведенной для примера сети ввод осуществляется примерно в стандартной рабочей области 200. Таким образом, осуществлялся бы ввод энергии с действительной мощностью Р, равной примерно 10% мощности SSC короткого замыкания с вводом энергии примерно 5% реактивной мощности Q от мощности SSC короткого замыкания. При идеализированном предположении, что введенная действительная мощность Р соответствует номинальной мощности или мощности подключения генератора или сумме подключенных к точке сетевого подключения генераторов, ввод 10% мощности SSC короткого замыкания означал бы то же самое с тем, что мощность подключения PGen составляет 10% мощности SSC короткого замыкания. Таким образом, имеет место отношение тока короткого замыкания Scr=SSC/PGen примерно равное 10. Это соответствует примерно средней точке представленной стандартной рабочей области 200. На фиг. 6 для ориентации показаны дополнительные отношения токов короткого замыкания Scr как короткие штрихи, а именно, для значений Scr, равных 10; 6; 4; 2 и 1,5.
Однако в соответствии с изобретением предлагается вводить заметно больше действительной мощности Р, а именно в диапазоне от 60 до 70% мощности SSC короткого замыкания. Соответственно, для этого необходимо предусмотреть ввод от 20 до 30% реактивной мощности Q относительно мощности SSC короткого замыкания, чтобы напряжение в точке сетевого подключения поддерживать в диапазоне от 100 до 110% номинального напряжения. При этом следует отметить, что ввод 110% номинального напряжения в точке сетевого подключения не означает, что на потребителе может измеряться повышенное напряжение порядка 110%. С одной стороны, обычно имеется не являющийся пренебрежимо малым сетевой участок между точкой сетевого подключения и первым релевантным потребителем, с другой стороны, в сети также могут быть предусмотрены ступенчатые трансформаторы, которые в известных границах могут предпринимать компенсацию. На таких мероприятиях, которые очень индивидуально зависят от сети, включая потребителей и производителей (генераторы) и различные другие краевые условия, в рамках этой заявки нет необходимости останавливаться. Необходимые мероприятия в принципе известны специалисту в данной области техники.
Этот предложенный диапазон показан на фиг. 6 как увеличенный рабочий диапазон 210. При этом увеличенном рабочем диапазоне имеет место отношение Scr тока короткого замыкания равное 1,5. При таком отношении тока короткого замыкания до сих пор никакой достойный упоминания генератор не подключался к сети.
Представление с фиг. 6 является результатом сетевого анализа основополагающей сети по отношению к рассматриваемой точке сетевого подключения. Для этого, как пояснялось выше, предпринимался анализ релевантных элементов в сети и определение посредством решения матрицы Якоби. При этом получается предложенное представление с фиг. 6, в соответствии с которым, выражаясь упрощенно, характеристики воспроизводят вправо, таким образом, с более высокой введенной реактивной мощностью Q также возрастающие напряжения в точке сетевого подключения. При снижении реактивной мощности Q, то есть влево, напряжение в точке сетевого подключения уменьшается. При этом реактивная мощность Q не может уменьшаться произвольно, и при слишком малой (уже отрицательной) реактивной мощности Q, в зависимости от соответствующей действительной мощности Р, матрица Якоби становится сингулярной, то есть в математическом смысле нерешаемой. Сингулярная матрица Якоби означает, что имеет место нестабильное состояние. Соответственно, получается граница 202 стабильности, которая соответственно указана на левой стороне представления на фиг. 6. Область, которая лежит слева от границы 202 стабильности, то есть имеет соответственно более высокую действительную мощность Р и/или более низкую реактивную мощность Q, является нестабильной областью 204. Чисто предусмотрительно следует отметить, что граница 202 стабильности не совпадает с отдельной характеристикой значения напряжения в точке сетевого подключения, а должна представляться пересекающей семейство характеристик. Фактически семейство характеристик не может пересекаться, потому что с той стороны границы 202 стабильности не имеется никаких значений и, тем самым, также семейства характеристик.
Предпочтительный рабочий диапазон, а именно, увеличенный рабочий диапазон 210, имеет, прежде всего, меньшее расстояние до границы 202 стабильности, чем стандартный рабочий диапазон 200. При этом следует учитывать, что до сих пор конкретные рассуждения и анализ относительно сетевых свойств, как их воспроизводит фиг. 6, не производились. В частности, не было известно, или по меньшей мере не в показанном качестве и показанном количестве на фиг. 6, расстояние до границы стабильности, как она представлена на фиг. 6 в качестве границы 202 стабильности. Кроме того, при установке крупных электростанций ориентируются на критерий отношения тока короткого замыкания, и оно выбирается по возможности большим, предпочтительно выше или даже заметно выше, чем 10. Никакие генераторы, такие как ветроэнергетические установки, до сих пор, как правило, не подключались к сильным сетям, которые без труда выдерживали бы подключение дополнительной ветроэнергетической установки. В результате осуществлялось бы подключение, намеренно или ненамеренно, с высоким отношением SSC тока короткого замыкания.
Предложенное решение анализирует сначала точно сеть в отношении предусмотренной точки сетевого подключения, в частности тем, что количественно регистрируются взаимосвязи, такие как представленные на фиг. 6 и предпочтительно на поясняемых еще ниже фиг. 7 и 8. В частности, такой анализ осуществляется при повторном составлении и решении матрицы Якоби для различных точек. На основе такого сетевого анализа может в этом случае устанавливаться граница стабильности согласно границе 202 стабильности и выбираться желательный рабочий диапазон согласно увеличенному рабочему диапазону 210 с фиг. 6.
Дополнительно, предлагается, что регулирование ветроэнергетической установки выполняется в смысле замкнутого контура регулирования, как он представлен, например, на фиг. 2 или также на фиг. 4. На фиг. 2 контур регулирования состоит по существу из инвертора 16, трансформатора 18 и блока 22 управления, который учитывает измеренные значения в точке 2 сетевого подключения и управляет инвертором 16, чтобы тем самым устанавливать вводимую действительную мощность Р и реактивную мощность Q согласно стрелке 20. Хотя регулирование может иметь воздействие на управление ветроэнергетической установки в области генератора 6, однако прежде всего описанный контур регулирования из инвертора 16, трансформатора 18 и блока 22 управления обходится без механических элементов и может реагировать очень быстро. Для этого знание сетевых свойств в точке сетевого подключения, то есть в точке 2 сетевого подключения по фиг. 2, может совместно учитываться, в частности, совместно учитываться в блоке 22 управления. Тем самым может быть реализовано быстрое регулирование, которому при этом известно поведение сети в точке сетевого подключения, в частности, граница стабильности. Тем самым обеспечивается возможность эксплуатации ветроэнергетической установки или ветроэнергоцентра - при необходимости также другие генераторы - в желательном рабочем диапазоне, таком как увеличенный рабочий диапазон 210 с фиг. 6, и тем самым одновременно обеспечивать я высокую стабильность и надежность.
На фиг. 7 и 8 показаны чувствительность напряжения в зависимости от реактивной мощности Q и действительной мощности Р. На обеих фиг. 7 и 8 применяются, таким образом, одинаковые значения по абсциссе и ординате, а именно, нормированная реактивная мощность по абсциссе или нормированная действительная мощность по ординате.
Показанная чувствительность напряжения является изменением напряжения при изменении действительной мощности согласно фиг. 7 или соответственно изменением напряжения при изменении реактивной мощности согласно фиг. 8. Иными словами, представлена частная производная напряжения в точке сетевого подключения по действительной мощности на фиг. 7 и частная производная напряжения по реактивной мощности на фиг. 8. Таким образом, на фиг. 7 показано поведение блока 52 действительной мощности с фиг. 5. На фиг. 8 показано поведение блока 54 реактивной мощности с фиг. 5, причем в обоих случаях представление изображено в зависимости от рабочих точек, которые определяются посредством соответственно текущей введенной реактивной мощности Q и введенной действительной мощности Р. Значения соответствующих характеристик относятся к точке сетевого подключения с мощностью SSC короткого замыкания равной 3,73 МВА на приведенных для примера двух ветроэнергетических установках с соответствующей номинальной мощностью 2 МВт. Таким образом, с помощью этого тестового устройства могли бы выполняться тесты при отношении тока короткого замыкания несколько меньше чем 1. Но для проведенных тестов применялась соответственно текущая мощность тестового ветроэнергоцентра в качестве основы и устанавливалась как мощность подключения целевого ветроэнергоцентра, то есть (фиктивного) исследуемого ветроэнергоцентра.
В отношении предложенного варианта выполнения, то есть примерной конфигурации, соответственно, описывается изменение нормированного напряжения относительно изменения мощности Р в Мвт или изменение реактивной мощности Q в Мвар. На фиг. 7 и 8, кроме того, изображен желательный, то есть увеличенный рабочий диапазон 210. В соответствии с этим чувствительность напряжения по отношению к изменениям действительной мощности согласно фиг. 7 составляет примерно от минус 0,2 до минус 0,4. Чувствительность напряжения в увеличенном рабочем диапазоне 210 по отношению к изменениям реактивной мощности согласно фиг. 8 составляет примерно от 0,3 до 0,5. Таким образом, предложено, для выполнения подключаемой к конкретной точке сетевого подключения ветроэнергетической установки, эту чувствительность напряжения в отношении изменений действительной мощности, как показано для примера на фиг. 7, и/или в отношении изменений реактивной мощности, как показано для примера на фиг. 8, регистрировать и учитывать при управлении. В частности, эти значения должны также учитываться при управлении и предпочтительно также при расчете управления. Предпочтительным образом, усиление регулятора выбирается в зависимости от чувствительности, в частности, чувствительности напряжения.
В частности, предложено, эти значения учитывать в замкнутом контуре регулирования, как он схематично осуществлен посредством показанных на фиг. 2 элементов: инвертора 16, трансформатора 18 и блока 22 управления. При этом трансформатору 18 не придается особого значения, однако он зачастую должен иметься и может быть необходимым, чтобы уже в точке 2 сетевого подключения иметь возможность вводить соответственно высокое напряжение. В частности, учитываются сведения о чувствительности напряжения в блоке 22 управления. Таким образом, при знании этих значений может рассчитываться и реализовываться соразмерное управление или регулирование для конкретной точки сетевого подключения. Тем самым возможно, от нынешних больших значений отношения тока короткого замыкания порядка 10 и еще выше перейти к меньшим значениям, например, предусмотреть значение 1,5 для отношения тока короткого замыкания, и тем самым эксплуатировать ветроэнергетическую установку в увеличенном рабочем диапазоне 210, который для наглядности показан на фиг. 6-8.
Изобретение предлагает, таким образом, в частности, ветроэнергетическую установку и, в конечном итоге, также ветроэнергоцентр больше не подключать по прежнему принципу параллельного режима работы сети, в случае, если емкость сети достаточна, а напротив целенаправленно оценивать точку подключения и эти сведения уже заранее учитывать и затем подключать к ней соразмерную ветроэнергетическую установку или парк ветроэнергетических установок. При этом предпочтительно также управление или регулирование, а также выбираемый рабочий диапазон, в особенности в отношении вводимой реактивной мощности Q и вводимой действительной мощности Р располагать соразмерно и ближе к границе стабильности, чем это осуществлялось до сих пор в данной области техники. При этом целенаправленно используются преимущества ветроэнергетической установки, а именно, возможность быстро и целенаправленно реагировать на изменения, в частности, изменения состояний сети. Тем самым в любом случае для подключения ветроэнергетических установок избегают расчета с избыточным запасом сети, в особенности, конкретной точки сетевого подключения. Точно так же стабильность может поддерживаться или даже улучшаться, если управление или регулирование очень точно знает свойства точки сетевого подключения или сети в отношении точки сетевого подключения и наблюдает состояния в сети.
Чисто предусмотрительно следует еще отметить, что под регулированием в принципе понимается замкнутый контур регулирования с обратной связью, причем управление в принципе обозначает открытый «контур регулирования», то есть ситуацию без обратной связи. Аналогично, блок управления, который в свою очередь реализует способ управления, может использоваться в контуре регулирования. Для примера на фиг. 2 это означает, что блок 22 управления является управлением постольку, поскольку он имеет определенную функцию управления или передаточную функцию, которая также может быть нелинейной и/или ступенчатой и/или может относиться к нескольким параметрам. Этот блок управления используется в контуре регулирования, который представлен на фиг. 2 и по существу наряду с блоком 22 управления содержит инвертор 16, трансформатор 18 и, наконец, блок измерения в точке 2 сетевого подключения с блоком 23 сравнения. Блок 22 управления управляет, таким образом, инвертором и для этого связан с замкнутым контуром регулирования и, тем самым, является частью регулирования.
Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано для управления генератором электрической энергии, подключенным в точке сетевого подключения к электрической сети. Техническим результатом является обеспечение стабильности сети за счет исключения потерь стабильности сети. Способ управления генератором (1) электрической энергии, подключенным в точке (2) сетевого подключения к электрической сети (4) электроснабжения, содержит этапы: регистрация по меньшей мере одного относящегося к точке (2) сетевого подключения сетевого свойства электрической сети (4) электроснабжения, управление генератором (1) таким образом, что он в зависимости от зарегистрированного сетевого свойства вводит ток в электрическую сеть (4) электроснабжения. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.
1. Способ управления генератором (1) электрической энергии, подключенным в точке (2) сетевого подключения к электрической сети (4) электроснабжения, содержащий этапы:
- регистрации по меньшей мере одного относящегося к точке (2) сетевого подключения сетевого свойства электрической сети (4) электроснабжения,
- управления генератором (1) таким образом, что он в зависимости от зарегистрированного сетевого свойства вводит ток в электрическую сеть (4) электроснабжения.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что генератор (1) является децентрализованным генератором (1) и/или ветроэнергетической установкой (1) или ветроэнергоцентром, включающим в себя несколько ветроэнергетических установок, и, в частности, осуществляет ввод энергии в сеть (4) электроснабжения посредством инвертора (16) напряжения.
3. Способ по любому из пп. 1, 2, в котором в качестве генератора (1) применяют по меньшей мере одну ветроэнергетическую установку (1), и причем для точки (2) сетевого подключения регистрируют чувствительность сети, которая задает мгновенную зависимость напряжения в точке (2) сетевого подключения от текущей скорости ветра и/или от текущего сетевого состояния.
4. Способ по п. 3, в котором чувствительность сети формируется в зависимости от
- частной производной напряжения (V) в точке (2) сетевого подключения по мощности (8), выработанной ветроэнергетической установкой (1), и/или
- частной производной напряжения (V) в точке (2) сетевого подключения по введенной реактивной мощности (Q),
в частности, как сумму обеих частных производных.
5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что управление генератором (1) осуществляют в зависимости от текущей чувствительности сети, причем, в частности, применяют более быстродействующую характеристику регулятора и/или характеристику регулятора с повышенным усилением, чем выше чувствительность сети, и/или применяют нелинейный регулятор.
6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что регистрация по меньшей мере одного сетевого свойства включает в себя регистрацию границы (202) стабильности, и граница (202) стабильности может задаваться как функция сетевого напряжения (V) в точке (2) сетевого подключения в зависимости от введенной реактивной мощности (Q) и в зависимости от введенной действительной мощности (Ρ), и/или граница (202) стабильности может представляться как изогнутая поверхность в пространстве, охватываемом сетевым напряжением (V) в точке (2) сетевого подключения, введенной реактивной мощности (Q) и введенной действительной мощности (8).
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одно зарегистрированное сетевое свойство регистрируют за счет того, что
- сетью (4) электроснабжения предпринимается сетевой анализ,
- из сетевого анализа создается модель сети (4) электроснабжения,
- на основе сетевой модели для конкретной точки (2) сетевого подключения осуществляют моделирование нескольких различных рабочих точек (2), и
- результаты моделирования применяют в качестве по меньшей мере одного сетевого свойства.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что границу (202) стабильности сохраняют в таблице и/или аппроксимируют аналитической функцией.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при регистрации по меньшей мере одного сетевого свойства также учитывают свойства генератора (1) и регистрируют отношение (Scr) тока короткого замыкания.
10. Способ по п. 4, отличающийся тем, что в точке (2) сетевого подключения регистрируют и/или отображают грозящую потерю стабильности (LOS), если
- величина частной производной сетевого напряжения по введенной действительной мощности превышает предопределенное предельное значение действительной мощности,
- величина частной производной сетевого напряжения по введенной реактивной мощности превышает предопределенное предельное значение реактивной мощности,
- при разложении трехфазного напряжения сети (4) электроснабжения методом симметричных компонент величина компоненты напряжения прямой последовательности больше, чем предельное значение напряжения прямой последовательности,
- при разложении трехфазного напряжения сети электроснабжения методом симметричных компонент величина компоненты напряжения обратной последовательности больше или меньше, чем предельное значение напряжения обратной последовательности, и/или
- величина разности между опорной частотой и номинальной частотой превышает предопределенное предельное значение частоты по величине.
11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что генератором (1) управляют при отношении тока короткого замыкания меньше чем 6, предпочтительно меньше чем 4 и, в частности, меньше чем 2.
12. Способ по п. 6, отличающийся тем, что рабочую точку генератора (1) выбирают с предопределенным запасом стабильности по отношению к границе (202) стабильности.
13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что запас стабильности по отношению к границе (202) стабильности представляет собой
- наименьшую разность между введенной реактивной мощностью (Q) и реактивной мощностью границы (202) стабильности,
- наименьшую разность между введенной действительной мощностью (Р) и действительной мощностью границы (202) стабильности, или
- наименьшую разность между напряжением (V) в точке (2) сетевого подключения и напряжением границы стабильности,
или вычисляется в зависимости от по меньшей мере одной из этих разностей, в частности из по меньшей мере одной из этих разностей.
14. Способ по п. 11, отличающийся тем, что запас стабильности по отношению к границе (202) стабильности определяют как корень из суммы
- квадрата нормированной наименьшей разности между введенной реактивной мощностью (Q) и реактивной мощностью границы (202) стабильности,
- квадрата нормированной наименьшей разности между введенной действительной мощностью (Р) и действительной мощностью границы (202) стабильности,
- квадрата нормированной наименьшей разности между напряжением (V) в точке (2) сетевого подключения и напряжением границы (202) стабильности,
причем реактивная мощность (Q) и действительная мощность (Р) нормированы соответственно по мощности (Scr) короткого замыкания сети (4) электроснабжения в точке сетевого подключения, и напряжение в точке (2) сетевого подключения нормировано по сетевому напряжению (VN) сети (4) электроснабжения в точке (2) сетевого подключения, и интервал меньше чем 0,2, в частности меньше чем 0,1.
15. Способ по п. 11, отличающийся тем, что наблюдают запас стабильности текущей рабочей точки относительно границы стабильности, и, в частности, рабочую точку изменяют, если запас стабильности относительно границы стабильности уменьшается.
16. Способ по п. 10, отличающийся тем, что в зависимости от
- по меньшей мере одного зарегистрированного сетевого свойства, и/или
- по меньшей мере одного сетевого состояния, и/или
- отклонения управления от заданной рабочей точки
идентифицируют потерю стабильности и/или грозящую потерю стабильности.
17. Способ по п. 1, отличающийся тем, что генератор (1) представляет собой ветроэнергоцентр с несколькими ветроэнергетическими установками (1), и идентификацию потери стабильности и/или грозящей потери стабильности осуществляют индивидуально для каждой отдельной ветроэнергетической установки (1) или по меньшей мере подгруппы ветроэнергетических установок ветроэнергоцентра.
18. Ветроэнергетическая установка (1), содержащая
- электрический генератор (6) с аэродинамическим ротором (106) для генерации электрической энергии из ветра и
- устройство (16) инвертора частоты, в частности инвертор (16), связанный с выпрямителем (8), для ввода электрической энергии в сеть (4) электроснабжения,
причем ветроэнергетическая установка управляется согласно способу по любому из предыдущих пунктов.
19. Ветроэнергетическая установка (1) по п. 18, отличающаяся тем, что ветроэнергетическая установка (1) подключена к точке (2) сетевого подключения, и электрическая энергия в этой точке (2) сетевого подключения вводится в сеть (4) электроснабжения, причем в этой точке сетевого подключения отношение (Scr) тока короткого замыкания меньше чем 10, предпочтительно меньше чем 6 и, в частности, меньше чем 4.
| ЕМКОСТНО-КИНЕТИЧЕСКИЙ НАКОПИТЕЛЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ | 1994 |
|
RU2074475C1 |
| US 7462946 B2, 09.12.2008 | |||
| WO 2009083448 A2, 09.07.2009 | |||
| СПОСОБ БЕСПЕРЕБОЙНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ, РАБОТАЮЩЕЙ НА ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКАХ ЭНЕРГИИ | 1999 |
|
RU2153752C1 |
| US 2003057924 A1, 27.03.2003 | |||
| US 2007055408 A1, 08.03.2007 | |||
| WO 2010108910 A1, 30.09.2010. | |||
