Данное изобретение относится к способу подачи электрической мощности, имеющему несколько ветроэнергетических установок ветрового парка в сеть электроснабжения. Кроме того, данное изобретение относится к предусмотренному для этого ветровому парку.
Ветровые парки в настоящее время известны и представляют совокупность ветроэнергетических установок, которые образуют общий блок. В частности, такой ветровой парк определяется общей точкой подключения к сети (PCC - point of common coupling). Через эту общую точку подключения к сети все ветроэнергетические установки подают энергию в сеть электроснабжения.
В оптимальном случае ветроэнергетические установки и тем самым ветровой парк отдают в сеть электроснабжения столько мощности, сколько возможно на основании преобладающих ветровых условий. Могут возникать также ситуации, в которых желательно уменьшение отдаваемых мощностей, как, например, в случае избытка мощности в сети электроснабжения. И наоборот, в ожидании повышенной потребности в мощности в сети может быть целесообразным уменьшение мощности ветрового парка ниже возможного в настоящее время значения, с целью обеспечения возможности увеличения подаваемой мощности, когда в сети неожиданно возникает ожидаемая высокая потребность в мощности.
Из патентной заявки US 2005 0042098 А1 известно, что оператор сети может задавать для ветрового парка процентное значение мощности, которое относительно номинальной мощности парка задает уменьшенное, желаемое подлежащее подаче значение мощности. Если, например, для оператора сети желательно, чтобы парк подавал, например, максимально половину от номинальной мощности, то оператор сети может задавать для парка значение 50%. Это значение передается затем в ветроэнергетические установки, которые, соответственно, уменьшают свою мощность и тем самым отдают не больше чем половину от номинальной мощности.
При этом могут возникать проблемы, когда, например, ветроэнергетическая установка выходит из строя. В этом случае вышедшая из строя установка, соответственно, совсем не отдает мощности. Остальные установки могут, соответственно, отдавать больше мощности, если им известно о выходе из строя этой одной установки, а также известна величина мощности, которая должна быть компенсирована остальными ветроэнергетическими установками из-за выхода из строя этой одной ветроэнергетической установки. Однако такой обмен информацией и координация ветроэнергетических установок для компенсации потерянной мощности являются сложными. При этом следует также учитывать, что некоторые ветровые парки содержат ветроэнергетические установки различной мощности и частично даже ветроэнергетические установки различных изготовителей в парке, так называемые смешанные парки.
Ведомство Германии по патентам и торговым знакам выявило для приоритетной заявки следующий уровень техники: DE 10 2009 030 725 А1, DE 10 2011 112 025 А1 и US 2005/0042098 А1.
Таким образом, в основу данного изобретения положена задача решения по меньшей мере одной из указанных выше проблем. Должно быть предложено по меньшей мере одно решение, которое предоставляет возможность наиболее оптимальной координации подачи ветрового парка в сеть электроснабжения. Должно быть предложено по меньшей мере одно альтернативное решение.
В соответствии с изобретением, предлагается способ, согласно пункту 1 формулы изобретения. В соответствии с этим, исходным является ветровой парк, который имеет несколько ветроэнергетических установок, которые питают совместно сеть электроснабжения. При этом каждая ветроэнергетическая установка предоставляет электрическую мощность установки. Эта электрическая мощность установки обозначает соответствующую активную мощность, которую фактически предоставляет соответствующая ветроэнергетическая установка. Таким образом, под мощностью или мощностью установки или мощностью парка в принципе понимается активная мощность Р.
Сумма всех предоставляемых в распоряжение мощностей ветроэнергетических установок этого ветрового парка, если они подлежат действию предлагаемого способа, образуют мощность парка, которая подается в сеть электроснабжения.
Согласно изобретению, для каждой ветроэнергетической установки задается заданное значение установки. Это заданное значение установки задает для каждой ветроэнергетической установки величину подлежащей предоставлению мощности установки. Таким образом, каждая из ветроэнергетических установок стремится генерировать и предоставлять в распоряжение столько активной мощности, сколько фактически задается этим заданным значением установки. Это может также означать, что ветроэнергетические установки или же лишь одна одиночная ветроэнергетическая установка остается ниже заданного значения, когда, например, преобладающие ветровые условия предоставляют лишь меньшее значение. Уменьшенное значение может также подаваться, когда другие краевые условия не допускают генерирование мощности в величине, соответствующей заданному значению установки. Таким образом, предлагается, что заданное значение установок регулируется с помощью регулятора. Это регулирование происходит так, что подаваемая мощность парка, а именно, в частности в точке общего подключения к сети, сравнивается с заданным значением подлежащей подаче мощности парка. Это заданное значение может задаваться, например, оператором сети электроснабжения. При этом сравнении определяется отклонение, которое применяется в качестве регулировочного отклонения. В зависимости от регулировочного отклонения осуществляется регулирование заданного значения установок.
Таким образом, не просто передается предписанное заданное значение подлежащей подаче мощности парка или сначала пересчитывается на отдельные установки и затем передается, а фактическая мощность парка сравнивается с заданной мощностью парка и в зависимости от этого предписывается заданное значение. Если сравнение, например, показывает, что подаваемая мощность парка еще лежит выше желательной мощности, то в соответствии с этим уменьшается заданное значение установок. При этом распределение этой мощности парка на отдельные ветроэнергетические установки, мощность которых суммируется в этой мощности парка, не должно быть известно. Предоставляют ли все установки парка сравнительно меньшую мощность установки или некоторые установки как раз вышли из строя, а другие установки предоставляют менее уменьшенную мощность установки, не подлежит проверке.
Предпочтительно, регулятор в качестве заданного значения установки выдает относительное заданное значение, которое отнесено к соответствующей номинальной мощности ветроэнергетической установки. В частности, выдается соответствующее процентное заданное значение. Дополнительно или в качестве альтернативного решения, в каждую ветроэнергетическую установку выдается одно и то же значение. Так, например, регулятор может выдавать сначала на все ветроэнергетические установки значение 100%, а именно, в частности тогда, когда заданное значение подлежащей подаче мощности парка составляет 100%, соответственно, когда для мощности парка не предписывается заданное значение, т.е. парк может отдавать столько мощности, сколько фактически возможно в текущей момент.
Таким образом, каждая ветроэнергетическая установка получает значение 100% в качестве заданного значения установки. Таким образом, каждая установка может предоставлять столько мощности, сколько возможно. При этом рассматривании исходной точкой является то, что номинальная мощность установки является максимально возможной мощностью, также когда большинство установок теоретически при соответствующих ветровых условиях могут генерировать мощность, превышающую их номинальную мощность. Однако в обычном режиме работы ветроэнергетической установки можно принимать номинальное значение мощности в качестве практического максимального значения.
Если заданное значение уменьшается и для упрощения принимается, что все ветроэнергетические установки работают и предоставляют в данный момент номинальную мощность, то сначала образуется разница между заданным значением подлежащей подаче мощности парка и действительно подаваемой мощностью парка. На основании этой распознанной разницы, а именно, регулировочного отклонения, уменьшается заданное значение установок. В случае пропорционального регулирования это уменьшение может осуществляться сначала также скачкообразно, когда изменение заданного значения подлежащей подаче мощности парка, которое упрощенно называется заданным значением парка, является скачкообразным. Однако возможно также использование других типов регуляторов, таких как, например, ПИ-регулятор. Таким образом, заданное значение установок уменьшается, например, до 80%, когда, например, предписываемое заданное значение парка составляет, например, 80%. В ветроэнергетических установках осуществляется согласование мощности установки с заданным значением, и она, например, уменьшается до 80%, чтобы назвать один очень простой, а также очень упрощенный пример. Общая мощность парка также уменьшается до 80%, и тем самым достигается желаемое заданное значение мощности парка.
Если одна ветроэнергетическая установка выходит из строя, то, соответственно, уменьшается подаваемая мощность парка на мощность, которую предоставляла вышедшая из строя установка перед выходом из строя. Например, мощность парка достигает лишь 70% и лежит тем самым ниже заданного значения парка. Это распознает регулятор и повышает заданное значение парка.
Это увеличенное заданное значение мощности установок передается во все ветроэнергетические установки, включая установку, которая вышла из строя, хотя это для нее сначала не оказывает воздействия. Остальные установки увеличивают свою мощность, пока фактически подаваемая мощность парка не достигнет заданного значения парка, если это вообще возможно. В этом случае предписанное заданное значение составляет, например, 85%, и все ветроэнергетические установки в парке предоставляют, возможно, 85% своей номинальной мощности. Лишь вышедшая из строя установка предоставляет 0% своей номинальной мощности.
Таким образом, в результате осуществляется координация всех ветроэнергетических установок в парке, без знания в отдельности, сколько мощности какая ветроэнергетическая установка может генерировать. Также в соответствии с поясненным примером нет необходимости знать, какая установка вышла из строя, поскольку в соответствии с этим вариантом выполнения заданное значение дается относительно соответствующей ветроэнергетической установки, а именно, в данном случае относительно номинальной мощности соответствующей ветроэнергетической установки, то для всех установок может задаваться одинаковое значение, а именно, 85% в последнем состоянии приведенного примера. Для ветроэнергетической установки на 1 МВт это означает 85% от 1 МВт, в то время как для ветроэнергетической установки на 7,5 МВт это означает 85% от 7,5 МВт.
Однако в качестве альтернативного решения, для каждой ветроэнергетической установки можно также определять собственное заданное значение, что, однако, не является предпочтительным решением проблемы.
Таким образом, применение относительного, соответственно, нормированного заданного значения в качестве заданного значения установок предоставляет также простым образом, что в каждую ветроэнергетическую установку подается одно и то же значение. Таким образом, действительно необходимо вычислять лишь одно единственное значение и передавать в каждую ветроэнергетическую установку.
Согласно одному варианту выполнения предлагается, что для регулирования изменяется тип регулятора и дополнительно или в качестве альтернативы его параметры. За счет этого можно учитывать различные ситуации или рабочие условия ветрового парка и/или сети электроснабжения. Это может относиться как к временным, так и к длительным ситуациям или рабочим условиям. Например, ветровой парк может быть соединен с сильной или слабой сетью, и регулятор, который определяет заданное значение установок в зависимости от заданного значения парка, может это учитывать. Также может учитываться ожидаемое колебание баланса мощности сети. Также можно учитывать, например, динамику, соответственно, возможную динамику ветрового парка.
Согласно одному варианту выполнения предлагается, что такое изменение типа регулятора и/или параметров осуществляется с помощью сигнала выбора. С помощью такого сигнала выбора оператор парка и/или оператор сети электроснабжения может осуществлять соответствующее задание. Например, если оператор сети ожидает в ближайшее время скачкообразное изменение имеющейся в распоряжении или требуемой мощности, то он может, например, с помощью сигнала выбора затребовать регулятор высокой динамики. Этот регулятор высокой динамики может быть реализован с помощью соответствующего выбора параметров и/или посредством выбора соответствующего динамического типа регулятора.
В качестве другого примера можно назвать ситуацию, в которой оператору сети известны предстоящие работы в сети, при которых сеть, например, будет временно прервана. В этом случае также может быть затребован регулятор, который предоставляет улучшенное действие стабилизации для ослабленной так сети.
Такое затребованное изменение типа регулятора может также означать, что регулятор, который регулирует заданное значение установок, учитывает один другой входной параметр.
Согласно одному варианту выполнения предлагается, что изменение типа регулятора и/или параметров выполняется в зависимости от чувствительности сети электроснабжения. 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:
При этом ΔP обозначает изменение подаваемой активной мощности, а именно, подаваемой мощности парка, 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 мощности Рр парка. В качестве реакции сети можно использовать также изменение частоты f сети. Другой возможностью учета чувствительности сети является использование формулы:
Согласно другому варианту выполнения предлагается, что изменения типа регулятора и/или параметров осуществляется в зависимости от кратности тока короткого замыкания (SCR).
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 предоставлять соответствующая сеть электроснабжения в рассматриваемой точке подключения к сети, в которой подключается ветроэнергетическая установка, соответственно, ветровой парк, когда в этой точке подключения к сети возникает короткое замыкание. Подаваемая мощность является подключаемой мощностью подключенной ветроэнергетической установки, соответственно, подключенного ветрового парка, и тем самым, в частности, номинальной мощностью подключаемого генератора, соответственно, суммой всех номинальных мощностей генераторов ветрового 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.
Было установлено, 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 монтаже нового ветрового парка или ветроэнергетической установки, и согласовывать с ней управление активной мощностью и управление реактивной мощностью. Кроме того, предпочтительно предлагается также измерять с регулярными интервалами кратность тока короткого замыкания также после возведения и запуска ветроэнергетической установки, соответственно, ветрового парка. Определение 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.
Согласно одному варианту выполнения предлагается, что в качестве выбираемого типа регулятора в распоряжении имеется П-регулятор (пропорциональный регулятор), ПИ-регулятор (пропорционально-интегральный регулятор), апериодический регулятор первого порядка или гистерезисный регулятор. Предпочтительно, регулятор может предусматривать на своем входе или на своем выходе динамическое ограничение, т.е. что в случае этого ограничения на входе заданное значение парка, соответственно, получаемая разница с фактическим значением парка может повышаться лишь с ограниченной крутизной. В качестве альтернативного решения, аналогичное ограничение крутизны может быть предусмотрено на выходе, т.е. для полученного аналогового заданного значения.
Указанный гистерезисный регулятор относится, в частности, к выполнению регулятора, которое является нелинейным и в котором при нарастании регулировочного отклонения происходит другая реакция по сравнению с соответствующим падением регулировочного отклонения.
В другом варианте выполнения предлагается, что определяется частота напряжения сети электроснабжения, а именно, в частности, в точке подключения к сети. В этом случае заданное значение установок устанавливается в зависимости от частоты сети и/или устанавливается в зависимости от изменения частоты сети.
Например, заданное значение установок может быть уменьшено, когда частота сети лежит выше номинальной частоты или на пороговое значение выше номинальной частоты. Если при этом дополнительно определяется положительное изменение частоты сети, то заданное значение установок можно уменьшать далее. Если же наоборот, изменение частоты сети является отрицательным, то есть частота сети снова изменяется с приближением к номинальному значению, то может быть предусмотрено меньшее изменение мощности и тем самым менее уменьшенное заданное значение установок. Такой учет частоты сети или ее изменения можно осуществлять также вместе с изменением заданного значения парка.
Согласно одному варианту выполнения, каждая ветроэнергетическая установка задает для себя зависящее от частоты или зависящее от изменения частоты согласование мощности. Таким образом, при этом каждая ветроэнергетическая установка сама использует алгоритм, который уменьшает или увеличивает предоставляемую мощность установки.
Предпочтительно, изменение или выбор типа регулятора и/или его параметров осуществляется в зависимости от неизменной частоты сети и дополнительно или в качестве альтернативы в зависимости от изменения частоты сети. Так, например, при сильных или быстрых колебаниях частоты, когда, соответственно, определяется большое изменение частоты, можно выбирать особенно стабилизирующий регулятор для регулирования заданного значения установок.
Предпочтительно, следует предусматривать следующие принципиальные основные установки регулятора, которые называются в последующем основными типами регулирования.
Согласно одной установки регулятора, не происходит уменьшения мощности парка. Это предлагается здесь также в качестве первого основного типа регулирования. При этом заданное значение парка не устанавливается, соответственно, устанавливается на 100%. Поскольку не ожидается подаваемая мощность парка свыше 100%, то оценка регулировочного отклонения между подаваемой мощностью парка и предусмотренной мощностью парка приводит в принципе к отрицательному значению или максимально к значению 0. При этом регулирование за счет ограничения не превышает заданное значение установок свыше 100%. Однако в качестве альтернативного решения, заданное значение установок может быть также повышено сверх 100%, поскольку также это не приводит в установках к никакому другому результату, чем когда это значение составляет 100%. В качестве альтернативного решения, для этого случая регулирования, при котором мощность парка не должна уменьшаться, можно устанавливать выход регулятора постоянно на 100%, и/или искусственно устанавливать регулировочное отклонение на 0.
В качестве другой возможности регулирования предлагается, что мощность парка задается извне, в частности, оператором сети электроснабжения. Это называется здесь вторыми основным типом регулирования. В этом случае регулятор определяет заданное значение установок лишь в зависимости от регулировочного отклонения между заданной мощностью парка и подаваемой мощностью парка. Таким образом, заданное значение установок согласовывается с помощью регулятора так долго, пока подаваемая мощность парка не будет соответствовать, по меньшей мере с желаемой точностью, заданной мощности парка.
В качестве третьего основного типа регулирования предлагается, что задается заданное значение парка и дополнительно каждая ветроэнергетическая установка осуществляет зависящее от частоты или от изменения частоты согласование своей предоставляемой мощности. Таким образом, этот третий основной тип регулирования соответствует второму основному типу регулирования с добавлением, что в отдельных ветроэнергетических установках дополнительно предусмотрено зависящее от частоты или зависящее от изменения частоты регулирование активной мощности.
В качестве четвертого основного типа регулирования, соответственно, основного типа 4 регулирования предлагается, что задается мощность парка, и регулятор определяет заданное значение установок в зависимости от регулировочного отклонения между заданным значением парка и фактическим значением парка и дополнительно при этом учитывает еще частоту сети и/или изменение частоты сети. Это соответствует основному принципу 2 регулирования с тем дополнением, что заданное значение установок дополнительно зависит от частоты сети или от изменения частоты сети. В данном случае может быть дополнительно предусмотрено, что также в самих установках предусмотрено зависящее от частоты регулирование мощности. Однако для предотвращения противоположных регулирований в зависимости от частоты, предпочтительно исключается или выключается зависящее от частоты регулирование мощности для ветроэнергетических установок, когда это уже центрально учитывается регулятором, как это предлагается в основном типе 4 регулирования
В частности, предлагается переключение между этими четырьмя основными типами регулирования. И такое переключение можно осуществлять с помощью внешнего сигнала, такого как, например, сигнала оператора сети. Такое переключение можно также осуществлять в зависимости от измерения чувствительности сети и/или частоты сети и/или изменения частоты. Когда учитывается несколько критериев, то их можно комбинировать с помощью оценочной функции, и с помощью порогового значения можно задавать критерий, когда действительно происходит переключение. Предпочтительно, также в этом случае устанавливается гистерезисное звено, так что предотвращается постоянное переключение туда и обратно между двумя или больше типами регуляторов, в частности, между двумя или больше основными типами регулирования.
Однако переключение, в частности, между указанными основными типами регулирования можно осуществлять также при монтаже или введении в эксплуатацию парка. Для этого можно устанавливать, например, соответствующий индикатор, который называется также флагом. Таким образом, этот индикатор или флаг образует также сигнал для установки или выбора соответствующего регулятора.
Предпочтительно, можно выбирать или изменять основной тип регулирования и дополнительно изменять параметры. Дополнительно к этому, можно также в качестве содержания соответствующего выбранного основного типа регулирования выбирать или заменять регулятор, а именно, например, заменять ПИ-регулятор гистерезисным регулятором, чтобы назвать один пример.
Предпочтительно, заданное значение установок определяется в центральном управляющем блоке. Таким образом, регулятор находится в центральном управляющем блоке ветрового парка. Этот центральный управляющий блок может быть отдельным блоком в точке подключения к сети или же он может быть предусмотрен в ветроэнергетической установке, например, у основания ветроэнергетической установки, которая установлена вблизи точки подключения к сети. Центральный управляющий блок может быть также предусмотрен в трансформаторном блоке у точки подключения к сети. Предпочтительно, этот центральный управляющий блок содержит измерительные средства для определения напряжения сети и/или частоты сети электроснабжения.
Дополнительно к этому, согласно изобретению предлагается ветровой парк, который предназначен для работы с помощью способа, согласно одному из указанных выше вариантов выполнения. В частности, этот ветровой парк должен быть пригоден для FACTS.
Способ подачи электрической мощности в сеть электроснабжения имеет множество вариантов выполнения и относится к способу подачи активной мощности в сеть электроснабжения. Аналогичным образом, можно также управлять подлежащей подаче в сеть реактивной мощностью, посредством задания для парка заданного значения реактивной мощности и определения с помощью регулятора заданного значения реактивной мощности установок и передачи в ветроэнергетические установки. Это также раскрывается согласно изобретению, соответственно заявляется в качестве самостоятельного изобретательского решения.
Ниже приводится более детальное пояснение изобретения на основании примеров выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых схематично изображено:
фиг. 1 - ветроэнергетическая установка;
фиг. 2 - ветровой парк;
фиг. 3 - ветровой парк с регулировочной структурой;
фиг. 4 - некоторые временные диаграммы для иллюстрации возможных процессов регулирования.
На фиг. 1 показана ветроэнергетическая установка 100, 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 ветровой 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 ветрового 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 ветровой парк 112, в котором, например, не изображено управление, хотя управление, естественно, имеется. Ветровой парк 112 может быть также, например, выполнен по-другому, в котором имеется, например, трансформатор на выходе каждой ветроэнергетической установки 100, чтобы назвать лишь один другой пример выполнения.
На фиг. 3 показана, в частности, регулировочная структура ветрового парка 112, включая парковую сеть 114. Если структуры этого показанного на фиг. 3 ветрового парка 112 по меньшей мере аналогичны показанному на фиг. 2 ветровому парку 112, то для увеличения наглядности на фиг. 2 и 3 используются для обозначения одинаковые позиции. Таким образом, показанный на фиг. 3 ветровой парк 112 содержит также парковую сеть 114, которая через трансформатор 116 соединена в точке 118 подключения к сети 120 электроснабжения. Как парковая сеть 114, так и сеть 120 электроснабжения, которая для упрощения называется просто сетью, выполнены трехфазными.
Блок 2 измерения мощности измеряет соответствующую фактически генерированную мощность PPist парка. Эта генерированная мощность в узле суммирования сравнивается с заданной мощностью PPsoll парка, и результат выдается в виде разницы ΔРР мощности парка. Заданное значение мощности парка может задаваться внешним блоком 4, например, оператором сети 120 электроснабжения.
Таким образом, определяемая так разница ΔРР рассматривается в качестве регулировочного отклонения ΔРР. Эта разница мощности парка подается затем в регулятор R1, когда переключатель S1 замкнут (не показано), а переключатель S2 находится в показанном замкнутом положении. Затем регулятор R1 создает заданное значение PAsoll установок, когда переключатель S4 находится в показанном разомкнутом положении.
Все показанные на фиг. 3 переключатели S1-S5 служат для иллюстрации. При действительном осуществлении их функция может быть часто реализована совсем по-другому, как будет пояснено ниже. Образованное так заданное значение PAsoll установок затем подается в управляющий блок 6 каждой ветроэнергетической установки 100. Каждый управляющий блок 6 установки затем управляет соответствующей установкой так, что она выдает соответствующую мощность PA1, PA2, соответственно, PA3, соответственно, предоставляет для подачи в сеть 120. Согласно одному рабочему состоянию, которое показано в частности, на фиг. 3, но с замкнутым переключателем S1 (не показано), все эти отдельные мощности PA1, PA2, соответственно, PA3 изменяются в соответствии с изменением заданного значения PAsoll установок. При этом заданное значение PAsoll установок является нормированной величиной, которая лежит, например, между 0 и 100% (т.е. между 0 и 1). При этом в одном варианте выполнения, который также положен в основу описания фиг. 3, заданное значение PAsoll установок соотносится с номинальной мощностью PN соответствующей ветроэнергетической установки 100. Если, например, номинальная мощность первой ветроэнергетической установки WT1 составляет 1 МВт, а номинальная мощность обеих других ветроэнергетических установок WT2, соответственно, WT3 составляет каждая 2 МВт, то значение 50% для заданного значения PAsoll установок означает мощность 500 кВт для первой ветроэнергетической установки WT1 и мощность 1 МВт для каждой из ветроэнергетических установок WT2 и WT3. Таким образом, в показанном примере генерируется в целом мощность 2,5 МВт. Эта генерируемая общая мощность парка измеряется в блоке 2 измерения мощности и затем предоставляется в распоряжение для регулирования парка.
Таким образом, в соответствии с показанной на фиг. 3 регулировочной структурой, осуществляется определение разницы между заданным и фактическим значением мощности парка, результат которого затем подается в регулятор, который вычисляет из него заданное значение установок. При этом это заданное значение установок подается в несколько, возможно, различных ветроэнергетических установок. Однако все они получают предпочтительно одно и то же входное значение, которое приводит к различным генерируемым мощностям.
Дополнительно к этому, предлагаются также некоторые возможности переключения, которые иллюстрируются на основании переключателей S1-S5. Переключатель S1 иллюстрирует, что имеется также возможность не передавать разницу между парковым заданным значением PPsoll и парковым фактическим значением PPist в регулятор. В действительности эта возможность отражает ситуацию, в которой для подлежащей подаче мощности PPsoll парка вообще не предписывается заданное значение, соответственно, оно составляет 100%. Таким образом, в этом случае не предписывается заданное значение, что иллюстрируется с помощью разомкнутого переключателя S1. Для этого случая регулятор выдает в качестве заданного значения установок значение 100%. Таким образом, все управляющие блоки 6 установок получают сигнал, что они не должны уменьшать мощность. Каждая ветроэнергетическая установка 100, соответственно, WT1, WT2 и WT3 может генерировать столько мощности, сколько допускает соответствующий преобладающий ветер.
Если переключатель S1 замкнут (не показано), то активируется предписание заданного значения PAsoll установок в зависимости от заданного значения подлежащей подаче мощности PPsoll парка. Для этого случая сначала показанный в качестве иллюстрации регулятор R1 регулирует заданное значение PAsoll. Для этого регулятор R1 может быть выполнен, например, в виде ПИ-регулятора. Таким образом, он имеет пропорциональную часть и интегральную часть. Тем самым разница мощности ΔРР с помощью пропорциональной части тотчас преобразуется в часть заданного значения PAsoll установок, а интегральная часть пытается достичь стационарной точности. Для обеспечения возможности согласования с другими рабочими состояниями ветрового парка 112 или сети 120 электроснабжения осуществляется замена предложенного регулятора. Это иллюстрирует переключатель S2, с помощью которого возможно, например, переключение на регулятор R2. Естественно, должен быть также переключен, соответственно, показанный следующим, не обозначенный переключатель. Точками обозначено, что могут быть предусмотрены другие регуляторы, для обеспечения возможности переключения на них.
Например, для предотвращения колебаний может быть предпочтительным отказ от интегральной части и применение чисто П-регулятора. Это возможно также, когда необходимо дополнение другого регулировочного алгоритма. Переключение регулятора, которое иллюстрирует переключатель S2, может быть также переключением на регулятор другого типа с другими параметрами. В частности, более сложные регуляторы, однако также ПИ-регулятор, имеют несколько параметров, которые должны быть согласованы друг с другом. Таким образом, за счет переключения между регуляторами всегда предоставляется, что имеется согласованный комплект параметров. Естественно, что такое преобразование может осуществляться также в процессоре посредством задания нового набора параметров.
Кроме того, на фиг. 3 показано, что предусмотрен блок 8 измерения частоты, который измеряет частоту fN сети. В принципе, эту частоту сети можно измерять также в парковой сети 114. Для иллюстрации, однако во многих случаях практически, предпочтительно центральное измерение этой частоты fN сети. Эта частота fN сети подается, среди прочего, через переключатель S3 в управляющий блок 6 установки. В показанном и поясненном выше рабочем состоянии переключатель S3 разомкнут, и тем самым управляющие блоки 6 установок работают без учета частоты сети при регулировании мощности. Естественно, что при генерировании подлежащих подаче токов необходимо учитывать частоту и фазу сети. Этот учет не осуществляется с помощью этого переключателя S3.
Если этот переключатель S3 замыкается, то частота сети подается в управляющий блок 6 установки, что должно иллюстрировать, что управление соответствующей мощностью PA1, PA2, соответственно, PA3, осуществляется с учетом этой частоты fN сети. Таким образом, генерируемая мощность, например, с помощью каждого управляющего блока установки, может быть уменьшена в случае увеличения частоты fN сети свыше ранее заданного предельного значения или порогового значения, в частности, быстро уменьшена. Однако, в частности, на практике частота сети может быть известна в обоих управляющих блоках установок, поскольку она необходима для согласования частоты и фазы, однако не должна учитываться в данном случае для определения величины мощности. Таким образом, замкнутый переключатель S3 символизирует учет частоты fN сети для определения величины мощности PA1, PA2, соответственно, PA3.
Однако частота сети может также учитываться в регуляторе более высокого порядка, который определяет заданное значение PAsoll установок. Это иллюстрировано с помощью переключателя S4. Этот переключатель S4 символизирует, что в определении заданного значения PAsoll участвует также зависящий от частоты регулятор R(f). Для этого предусмотрен узел 10 суммирования. В зависимости от положения переключателя S2, к регулятору R1 или R2 дополняется еще вычисление с помощью регулятора R(f). Однако дополнение этих обоих регуляторов может осуществлять иначе, чем с помощью суммирования. Например, можно переключать на общий регулятор, в котором учитывается как разница мощности ΔРР, так и частота fN сети.
Зависящий от частоты регулятор, соответственно, зависящий от частоты частичный регулятор R(f), может непосредственно зависеть от частоты или же в качестве альтернативы или дополнительно от изменения частоты ∂f/∂t, что иллюстрировано с помощью блока 12. Блок 12 определяет частную производную частоты от времени ∂f/∂t, которая может определяться также в процессоре посредством образования дифференциала или другим способом. Во всяком случае переключатель S5 иллюстрирует, что частичный регулятор R(f) может непосредственно зависеть от частоты fN сети или от ее изменения или от них обоих.
Может быть целесообразно замыкать переключатель S4, когда разомкнут переключатель S3 и наоборот, с целью учета либо центрально с помощью частичного регулятора R(f), либо в каждом управляющем блоке 6 установки зависимости от частоты. Однако одновременный учет, когда соответствующие регуляторы, соответственно, согласованы друг с другом, не должен исключаться.
Кроме того, следует отметить, что иллюстрированные переключения могут осуществляться целенаправленно с помощью задания извне, т.е. с помощью внешнего сигнала или внешнего индикатора, или же что предусмотрен управляющий этими переключениями алгоритм, который предпочтительно зависит от частоты сети и/или ее изменений во времени.
Относительно упомянутых выше основных типов регулирования, основной тип 1 регулирования соответствует показанной на фиг. 3 ситуации, а именно, с разомкнутыми переключателями S1, S3 и S4. Основной тип 2 регулирования соответствует изображению на фиг. 3, однако с переключателем S2 в замкнутом состоянии. Однако для этого основного типа 2 регулирования регулятор S2 может выбирать различные регуляторы R1 или R2, или другие.
Основной тип 3 регулирования соответствует ситуации на фиг. 3, но с замкнутым переключателем S1 и с замкнутым переключателем S3 (не показано). Таким образом, дополнительно включается зависящее от частоты определение величины мощности в каждом управляющем блоке 6 установки.
Основной тип 4 регулирования соответствует ситуации на фиг. 3, при этом переключатель S1 и переключатель S4 замкнуты (не показано). Таким образом, на заданное значение установок оказывается влияние также в зависимости от частоты.
Если в этом основном типе 4 регулирования дополнительно еще замкнут переключатель S3, то дополнительно включено зависящее от частоты определение величины мощности в каждом управляющем блоке 6 установок, так что эта ситуация может также называться основным типом 5 регулирования. Также для этих основных типов 4 и 5 регулирования может выполняться переключение с помощью переключателя S2, т.е. выбор между регулятором R1, R2 или другими обозначенными регуляторами.
Для иллюстрации возможного регулирования парка на фиг. 4 показаны графики в зависимости от времени. В основу всех графиков положена одинаковая временная шкала. На самом верхнем графике показан ход изменения мощности парка, а именно, как заданной мощности PPsoll парка, так и фактической мощности PPist парка, а также регулировочной разницы между заданной мощностью PPsoll и фактической мощностью PPist парка, которая также здесь обозначается как ΔРР. Эти три хода изменения нормированы относительно номинальной мощности PPN парка, соответственно, для упрощения указаны в процентах.
На втором графике показано заданное значение PAsoll установок также в нормированном виде, а именно, в процентах.
На последних трех графиках показана генерируемая мощность PA1, PA2, соответственно, PA3, относительно трех ветроэнергетических установок WT1, WT2 и WT3, согласно фиг. 3. Число 3 выбрано лишь в качестве иллюстрации. Хотя ветровой парк может быть образован лишь из трех ветроэнергетических установок, однако обычно ветровые парки содержат значительно больше ветроэнергетических установок. Для графиков на фиг. 4 принимается, что ветровые условия для каждой ветроэнергетической установки WT1, WT2 и WT3 предоставляют возможность генерирования номинальной мощности, т.е. генерирование мощностей PN1, PN2, соответственно, PN3. При этом отдельные мощности ветроэнергетических установок показаны также относительно номинальных мощностей PN1, PN2, соответственно, PN3.
График начинается с заданного значения мощности парка 100%. То есть, нет никакого ограничения. В момент времени t1 заданное значение мощности PPsoll парка уменьшается до 50%. Тем самым разница мощности парка сначала также скачкообразно изменяется до 50%. При этом осуществляется регулирование в соответствии с фиг. 3, при этом переключатель S1 замкнут (не показано). Это скачкообразно измененное на 50% значение разницы парковой мощности ΔРР подается в регулятор R1. Этот регулятор R1 является ПИ- регулятором, и тем самым заданное значение установок, обозначаемое также как PAsoll, скачкообразно изменяется со 100%, например, на 75%. На основании интегральной части, с увеличением времени t заданное значение PA изменяется до 50%. Все мощности PA1, PA2 и PA3 также уменьшаются на половину своей номинальной мощности, как это требует заданное значение PAsoll. Однако скачкообразное падение до 75% фактических значений мощности отдельных установок снова не происходит, что должно показывать в этом графике определенную динамику, соответственно, физическую инерцию.
После некоторого времени мощности PA1, PA2 и PA3 установок находятся на их половинной номинальной мощности. В основе показанного на фиг. 4 графика лежит предположение, что все три ветроэнергетические установки имеют одинаковую номинальную мощность PN1=PN2=PN3. Фактическое значение парковой мощности понизилось, соответственно, до 50% и тем самым соответствует предписанному заданному значению парковой мощности PPsoll. Оба хода изменения фактического значения PPist и заданного значения PPsoll показаны на верхнем графике для лучшей наглядности на небольшом расстоянии друг от друга. В действительности эти значения в примере в идеальном случае идентичны.
При этом принимается, что в момент времени t2 первая ветроэнергетическая установка WT1 выходит из строя. Таким образом, ее мощность PA1 падает скачкообразно до 0. В результате падает также скачкообразно фактическая мощность PPist парка, и разница ΔРР мощности парка скачкообразно увеличивается на соответствующее значение. Также заданное значение PAsoll установок скачкообразно увеличивается на небольшое значение и повышается дальше, поскольку, как и прежде, в качестве регулятора R1 действует ПИ-регулятор.
Первая ветроэнергетическая установка WT1, естественно, не может следовать этому измененному заданному значению установок, поскольку она вышла из строя. Однако обе другие установки WT2 и WT3 могут увеличить свою мощность. Соответственно, увеличивается также мощность парка, и она может снова достигать заданного значения PPsoll. Таким образом, фактическая мощность PPist парка снова достигает значения 50%. Однако для этого обе мощности PA2 и PA3 второй и третьей ветроэнергетической установки составляют примерно 75% их номинальной мощности PN2, соответственно, PN3. Следует учитывать, что заданное значение PPsoll парка с момента времени t1 остается неизменным и равным 50%.
В момент времени t3 оператор сети принимает решение, что ветровой парк необходимо использовать также для управляемой в зависимости от частоты стабилизаций сети. До этого момента времени это не осуществлялось. При этом эта стабилизация сети должна осуществляться с помощью центрального регулятора парка, т.е. не каждой ветроэнергетической установкой по отдельности. Это означает, что на фиг. 3 в качестве иллюстрации замыкается переключатель S4. При этом должна быть также замкнута нижняя часть переключателя S5. Таким образом, дополнительно подключается зависящая от частоты часть регулятора. Однако в изображенном на фиг. 4 графике не видно никаких последствий. Это объясняется тем, что частота сети в момент времени t3 имеет еще приблизительно свое номинальное значение. Для этого, лишь начиная с момента времени t3, частота fN изображена вверху справа на вынесенном графике. В качестве номинальной частоты принята в данном случае, например, частота 50 Гц, которая в других регионах может составлять, например, 60 Гц.
Однако между моментами времени t3 и t4 частота сети начинает увеличиваться и в момент времени t4 превышает верхнее пороговое значение f0. Теперь становится активным зависящий от частоты регулятор, который был подключен в момент времени t3, что происходит за счет того, что уменьшается заданное значение PAsoll установок. Заданное значение PPsoll парка остается неизменным и равным 50%.
Затем в момент времени t5 частота достигает своего максимального значения и остается на нем до момента времени t6. Соответственно, заданное значение PAsoll установок достигает в момент времени t5 своего локально наименьшего значения. Ветроэнергетическая установка WT1, как и прежде, не работает, а вторая и третья ветроэнергетическая установки WT2 и WT3 следуют за изменением заданного значения PAsoll установок и, соответственно, уменьшают свою мощность PA2, соответственно, PA3. Можно также видеть, что это зависимое от частоты уменьшение заданного значения PAsoll установок происходит очень быстро. Таким образом, динамика регулирования этого зависящего от частоты регулятора, который обозначен на фиг. 3 позицией R(f), в этом примере больше динамики регулятора R1.
Во всяком случае частота в момент времени t6 снова уменьшается и в момент времени t7 опускается ниже верхнего порогового значения. Таким образом, заданное значение PAsoll установок снова увеличивается в момент времени t6 и достигает в момент времени t7 по существу независимого от частоты заданного значения. Мощности PA2 и PA3 установок изменяются соответственно, и в момент времени t7 также значение фактической мощности PPist парка достигает снова заданного извне значения 50%.
Изобретение относится к способу подачи электрической мощности имеющего несколько ветроэнергетических установок (100) ветрового парка (112) в сеть (120) электроснабжения, при этом каждая ветроэнергетическая установка (100) предоставляет электрическую мощность установки (PA), и сумма всех предоставляемых мощностей (PA) подается в качестве мощности парка (PP) в сеть (120) электроснабжения, и для каждой ветроэнергетической установки (100) задается заданное значение (PAsoll) установки для задания подлежащей предоставлению мощности (PA) установки, и заданное значение (PAsoll) установки регулируется с помощью регулятора (R1, R2) в зависимости от регулировочного отклонения (ΔР) в виде сравнения подаваемой парковой мощности (PPist) с заданным значением (PPsoll) подлежащей подаче парковой мощности (PP). Изобретение направлено на координацию подачи мощности в сеть электроснабжения. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 4 ил.
1. Способ подачи электрической мощности имеющего несколько ветроэнергетических установок (100) ветрового парка (112) в сеть (120) электроснабжения, при этом
- каждая ветроэнергетическая установка (100) предоставляет электрическую мощность (PA) установки, и
- сумму всех предоставляемых мощностей (PA) подают в качестве мощности (PP) парка в сеть (120) электроснабжения, и
- для каждой ветроэнергетической установки (100) задают заданное значение (PAsoll) установки для задания подлежащей предоставлению мощности (PA) установки, и
- заданное значение (PAsoll) установки регулируют с помощью регулятора (R1, R2) в зависимости от регулировочного отклонения (ΔРр) в виде сравнения подаваемой мощности (PPist) парка с заданным значением (PPsoll) подлежащей подаче мощности (PP) парка,
причем одно и то же заданное значение (PAsoll) установки подают в каждую ветроэнергетическую установку (100).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулятор в качестве заданного значения (PAsoll) установки выдает относительное, в частности процентное заданное значение, отнесенное к соответствующей номинальной мощности (PN) ветроэнергетической установки (100).
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбор или изменение типа регулятора и/или параметров осуществляют
- с помощью сигнала выбора,
- в зависимости от чувствительности сети электроснабжения,
- в зависимости от частоты сети,
- в зависимости от изменения частоты сети, и/или
- в зависимости от кратности тока короткого замыкания.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что предусмотрена возможность выбора типа регулятора из списка типов регуляторов, содержащего
- П-регулятор,
- ПИ-регулятор,
- апериодический регулятор первого порядка и
- гистерезисный регулятор.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют частоту (f) напряжения (U) сети (120) электроснабжения, и заданное значение (PAsoll) установок зависит от частоты (f) сети и/или от изменения частоты (∂f/∂t) сети, и/или каждая установка устанавливает свою мощность (PA) установки в зависимости от заданного значения (PAsoll) установок и частоты (f) напряжения (U) сети (120) электроснабжения, и заданное значение (PAsoll) установок зависит от частоты (f) сети и/или от изменения частоты (∂f/∂t) сети.
6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что заданное значение (PAsoll) установок задают центральным управляющим блоком ветрового парка (112) для каждой ветроэнергетической установки (100) ветрового парка (112), и/или, что измеряемую частоту сети предоставляют, в частности передают из центрального управляющего блока во все ветроэнергетические установки (100) ветрового парка (112).
7. Ветровой парк для подачи электрической мощности в сеть электроснабжения, при этом в ветровом парке для подачи электрической мощности применяется способ по любому из пп.1-6.
| DE 102009030725 A1, 30.12.2010 | |||
| Приспособление для суммирования отрезков прямых линий | 1923 |
|
SU2010A1 |
| DE 102011112025 A1, 28.02.2013 | |||
| ВЕТРОЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СТАНЦИЯ | 1999 |
|
RU2221165C2 |
| Способ внутрикотловой обработки воды с применением антинакипных средств | 1948 |
|
SU85568A1 |
