Способ для управления парком ветроустановок

Использование: в области электротехники. Технический результат – обеспечение стабильной работы при максимально возможно низком отношении короткого замыкания. Способ управления парком (200) ветроустановок, содержащим несколько ветросиловых установок (202), заключается в подаче трехфазного тока в точке (204) общего присоединения, идентификации напряжения (U_N) электросети в точке общего присоединения, сравнении напряжения (U_N) электросети, которое идентифицировано в точке (204) общего присоединения, по меньшей мере, с одним предварительно определенным заданным значением, определении заданных значений для ветросиловых установок (202) в зависимости от сравнения, проведенного, чтобы удовлетворять критерию стабильности в точке (204) общего присоединения, передаче определенных заданных значений в модули (212) управления станций отдельных ветросиловых установок (202) и выработке электрического тока в каждой из ветросиловых установок (202) в зависимости от предварительно определенных заданных значений, которые должны объединенным образом подаваться в точке (204) общего присоединения. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 13 ил.

 

Настоящее изобретение относится к способу для управления парком ветроустановок, а также к такому соответствующему парку ветроустановок. В частности, настоящее изобретение относится к управлению парком ветроустановок таким образом, чтобы подавать электроэнергию в электросеть переменного тока в точке общего присоединения, а также к такому парку ветроустановок.

Парки ветроустановок являются общеизвестными, и они относятся к нескольким ветросиловым установкам, которые составляют одно целое в организационном отношении. В частности, все ветросиловые установки, которые принадлежат парку ветроустановок, вводятся в электросеть переменного тока в точке общего присоединения. Обычно, каждая ветросиловая установка сама генерирует электрический ток, который должен быть подан, т.е. обычно трехфазный электрический ток, который должен быть подан. С этой целью, ветросиловая установка обращается к напряжению в электросети переменного тока, которое должно быть подано, которая также ниже называется просто "энергосетью", в частности, согласно амплитуде, частоте и фазе напряжения.

Помимо этого, между тем, общераспространенно и желательно использовать ветросиловые установки, в частности, парки ветроустановок, для того чтобы поддерживать энергосеть. Другими словами, задача заключается не только в том, чтобы подавать максимально большое количество энергии в энергосеть, но также и подавать ее таким способом и, при необходимости, даже уменьшать подаваемую мощность, что энергосеть может поддерживаться в отношении энергоподачи. Первые заявки на патент, которые рассматривают эти темы, представляют собой WO 02/086315, WO 02/086314, WO 01/86143, WO 99/33165 и WO 02/044560. Из WO 03/030329 A1 известен способ, согласно которому вся выходная мощность парка ветроустановок может уменьшаться снаружи посредством оператора подключенной питающей электросети.

Кроме того, следует обратиться к работе "Loss of (Angle) Stability of Wind power Plants " авторов В. Diedrichs и др., 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", Орхус (Дания), 25-26 октября 2011 года. В ней фактически изучается такая проблема, что потеря стабильности в энергосети может фактически также возникать для ветросиловых установок, которые подключаются к питающей энергосети для подачи.

Здесь, оператор может предварительно определять значение в процентном отношении, на которое могут уменьшать свою мощность соответствующие ветросиловые установки.

Такие подходы частично уже предоставлены с целью стабилизировать энергосеть. В частности, эти решения рассматривают регулирование подаваемой мощности согласно текущему потреблению; в частности, они должны разрешать проблему избыточной подачи или недостаточной подачи мощности в энергосети.

При подаче электроэнергии, т.е. как активной мощности, так и реактивной мощности, имеется комплексная потребность в обеспечении стабильности энергосистем и электростанций, включающих в себя ветросиловые установки и парки ветроустановок. Здесь, стабильность связана с частотой и напряжением одновременно во всех областях энергосистемы.

Потеря такой стабильности, в общем, также упоминается в качестве "потери стабильности" и может сокращенно называться "LOS". "Потеря стабильности" описывает физические процессы и состояния, которые более не обеспечивают упомянутую стабильность, и иллюстрирует то, что их следует избегать или прекращать максимально возможно быстро, если они уже существуют. Эти проблемы на деле являются редкими, но в силу этого они являются более серьезными. Например, они включают в себя общеизвестное отключение частей энергосети, произошедшее, например, в 2004 году в США, или всей энергосистемы, произошедшее в 2004 году в Италии.

По сути, технические знания относительно темы стабильности подробно разработаны и изучены в широком спектре публикаций. Всемирно признанной эталонной работой является работа автора Kundur, P "Power Systems Stability and Control, McGraw-Hill".

Так называемое "отношение короткого замыкания" (SCR) служит для того, чтобы оценивать функциональность электростанций в глобальном масштабе, главным образом с синхронными генераторами, в точке общих присоединений к энергосистемам.

Помимо такой глобальной или абсолютной оценки посредством SCR, проводятся дополнительные оценки согласно специальным критериям. Такие критерии направлены на различные типы процессов, которые являются релевантными для стабильности, к примеру, на процесс лавинообразного нарастания напряжения, либо на стабильность угла, т.е. на фазовые углы в энергосети, которая, в общем, упоминается в качестве "стабильности в отношении углов". Эти оценки, в частности, предоставляют показатели или стандарты для расстояний обеспечения стабильности.

Это отношение тока короткого замыкания представляет собой отношение мощности короткого замыкания к подключенной нагрузке. Здесь, мощность короткого замыкания представляет собой мощность, которую соответствующая питающая энергосеть в рассматриваемой точке общего присоединения, к которой должна быть подключена релевантная электростанция, может предоставлять в случае короткого замыкания. Подключенная нагрузка представляет собой подключенную нагрузку электростанции, которая должна быть подключена, в частности, номинальную мощность генератора, который должен быть подключен.

Относительно требований по отношению тока короткого замыкания, SCR, отношение тока короткого замыкания SCR>4; тем не менее, на практике зачастую SCR>10 считается обязательным для надежной работы электростанций с синхронными генераторами. С этой целью, что касается Германии, следует обратиться к стандарту VDN Transmission Code 2007. Отношение тока короткого замыкания SCR>4...6 обычно требуется на рынке для подключения ветросиловых установок или парков ветроустановок.

Соответственно, требуемая величина SCR ограничивает мощность электростанции в данной "точке общего присоединения" (PCC), как она, в общем, называется, либо она обуславливает требуемые усиления энергосети.

Мощность короткого замыкания представляет собой характеристику энергосети в соответствующей точке общего присоединения и в силу этого первое предварительно определенное значение, если соответствующая энергосеть уже существует. Поскольку отношение тока короткого замыкания не должно быть меньше определенного значения, т.е., в частности, в области 4-6, мощность электростанции или парка ветроустановок, который должен быть подключен к точке общего присоединения, ограничена. Следовательно, электростанции могут подключаться только вплоть до определенного числа, либо появляется необходимость расширять энергосеть для того, чтобы упрощать подключение электростанции с более высокой выходной мощностью.

Патентное ведомство (Германия) изучило следующий предшествующий уровень техники в приоритетной заявке: DE 10 2009 030 725 A2, WO 2011/050807 A2 и "Loss of (Angle) Stability of Wind power Plants - The Underestimated Phenomenon in Case of Very Low Short Circuit Ratio" на "10th International Workshop on Large-Scale Integration of Wind power into Power Systems as well as on Transmission Networks for Offshore Wind Farms", Орхус, 26 октября 2011 года, авторов Volker Diedrichs, Alfred Beekmann, Stephan Adloff.

Задача настоящего изобретения заключается в том, чтобы разрешать, по меньшей мере, одну из проблем, упомянутых выше. В частности, должно быть предложено решение, в котором ветросиловая установка или парк ветроустановок может подключаться к точке общего присоединения и стабильно работать при отношении тока короткого замыкания, которое является максимально возможно низким, в частности, при отношении тока короткого замыкания SCR>1,5...2. В частности, оно должно достигаться для ветросиловой установки или парка ветроустановок с подачей мощности посредством преобразователей полной мощности, т.е. так называемых управляемых напряжением инверторов, которые также упоминаются как "преобразователи напряжения" (VSC). Должно быть предложено, по меньшей мере, альтернативное решение.

Согласно изобретению, способ для управления парком ветроустановок, содержащим одну или несколько ветросиловых установок, предложен по п. 1. В соответствии с ним, предполагается парк ветроустановок с несколькими ветросиловыми установками, который подает электроэнергию в электросеть переменного тока в объединенной точке общего присоединения (PCC). Способ для управления парком ветроустановок в силу этого также может рассматриваться или называться в качестве способа для подачи электроэнергии посредством парка ветроустановок. Здесь, трехфазный ток сначала подается в точке общего присоединения.

Кроме того, напряжение электросети идентифицировано в точке общего присоединения. Идентификация, в частности, выполняется посредством измерения, в силу которого значения определенного напряжения электросети, которые фактически используются в дальнейшем, могут дополнительно обрабатываться, в частности, посредством арифметической обработки.

Идентифицированное напряжение электросети затем сравнивается, по меньшей мере, с одним предоставленным заданным значением. Способ относится к стабильной подаче электроэнергии в электросеть переменного тока, которая ниже называется просто "энергосетью". Соответственно, эксперт знает, что сравнение должно выполняться максимально быстро в реальном времени и максимально часто, предпочтительно непрерывно или почти непрерывно. Помимо этого, фактически предполагается стандартная энергосеть переменного тока, которая имеет частоту энергосети в 50 Гц или 60 Гц. Соответственно, идентификация напряжения электросети должна выполняться быстро и часто в точке общего присоединения.

Кроме того, по меньшей мере, одно заданное значение определяется для каждой ветросиловой установки. Это заданное значение определяется в зависимости от выполняемого сравнения, т.е. идентифицированного напряжения электросети с заданным значением для напряжения. Соответствующее заданное значение определяется таким образом, что критерий стабильности может быть реализован в точке общего присоединения. Соответственно, это заданное значение также определяется на постоянной основе и задается в зависимости от сравнения, которое также выполняется на постоянной основе, и в силу этого обновляется согласно изменяющейся ситуации. Следовательно, заданное значение может постоянно изменяться, и в силу этого предусмотрено несколько последовательных во времени заданных значений. Соответственно, способ также относится к определению заданных значений. Эти заданные значения могут быть идентичными (только первоначально, в зависимости от обстоятельств) для нескольких ветросиловых установок в парке, или они могут регулироваться по отдельности для каждой ветросиловой установки. Такое отдельное регулирование зависит не в последнюю очередь от типа заданного значения, а также от того, являются или нет соответствующие ветросиловые установки одинаковыми. Назначение заданного значения также может зависеть от локальной компоновки соответствующих ветросиловых установок в парке, т.е., в частности, если линии электрического подключения от соответствующей ветросиловой установки до объединенной точки общего присоединения существенно отличаются от электрического подключения между соответствующей ветросиловой установкой и точкой общего присоединения.

Заданные значения передаются в модули управления станций для отдельных ветросиловых установок. Следовательно, предусмотрено, что каждая ветросиловая установка имеет собственный модуль управления, и что заданные значения передаются в упомянутый модуль управления. Следовательно, ветросиловая установка или ее отдельный модуль управления станции принимают, по меньшей мере, одно заданное значение или последовательность заданных значений из центрального местоположения; тем не менее, оно отдельно осуществляет специальное управление в ветросиловой установке. В частности, трехфазный ток, который должен быть подан, т.е. отдельные фазные токи, которые должны быть поданы согласно величине, фазе и частоте, в частности, по отдельности формируется посредством каждого модуля управления станции для каждой ветросиловой установки.

Электрические токи, сформированные для питания каждой ветросиловой установки, затем объединенным образом передаются и подаются в точку общего присоединения парка ветроустановок. В частности, с этой целью, токи линейно накладываются на другие токи других ветросиловых установок. С этой целью, каждая ветросиловая установка может содержать выходной индуктор и/или выходной трансформатор.

Фактически, причины для определения отношения тока короткого замыкания SCR>4 или даже SCR>6 оправданы. При низких отношениях тока короткого замыкания должны ожидаться сильные возрастания или падения (в частности, экспоненциальные возрастания или падения чувствительностей по току в объединенной точке общего присоединения [PCC]), т.е., соответственно, в зависимости от подаваемой реактивной и активной мощности или в качестве реакции на нее. Здесь, внутренние параметры управления в ветросиловых установках могут становиться нестабильными, если напряжение в точке общего присоединения используется в качестве фактического значения для этих параметров управления. Кроме того, параметры управления напряжением могут становиться нестабильными. Аналогично, существует угроза потери стабильности на основе механизмов лавинообразного нарастания напряжения и/или на основе стабильности в отношении углов либо потери такой стабильности в отношении углов.

Предлагаемое решение, в частности, служит для того, чтобы не допускать нестабильности внутренних параметров управления ветросиловых установок при использовании напряжения в объединенной точке присоединения в качестве фактического значения.

Аналогично, необходимо не допускать нестабильности параметров управления напряжением, которые используют реактивную мощность ветросиловой установки или парка ветроустановок в качестве регулируемой переменной.

В завершение, также необходимо не допускать того, чтобы система, т.е., в частности, питающий парк ветроустановок, слишком близко подходила к границе стабильности или к так называемой границе LOS (потери стабильности).

Предпочтительно, предлагается, что ток, который подается в точке общего присоединения, также должен идентифицироваться и, в частности, измеряться в ней, или что подаваемый ток должен идентифицироваться на основе измерения непосредственно в или непосредственно после точки общего присоединения. Это приводит к базированию управления на токах, которые фактически подаются. В силу этого учитываются возможные отклонения между заданным током или заданными токами и током, который фактически подается. Аналогично, мощность, которая фактически подается, в частности, подаваемая активная мощность может быть идентифицирована, если соответствующие токи и напряжение известны согласно величине и фазе. В ходе измерения в энергосети, также идентифицируется и учитывается реакция энергосети. Эта реакция энергосети реагирует на фактически подаваемую мощность, т.е. на фактически подаваемые токи, и в этом отношении, измерения предоставляют возможность назначения реакций энергосети фактически подаваемым электрическим переменным.

Помимо этого или альтернативно, идентификация подаваемого тока, идентификация напряжения электросети в точке общего присоединения, сравнение напряжения электросети, измеряемого в точке общего присоединения, по меньшей мере, с одним предварительно определенным заданным значением и/или определение заданного значения осуществляется посредством центрального модуля управления. Следовательно, предоставляется модуль для нескольких ветросиловых установок, в частности, для всех ветросиловых установок парка, который идентифицирует, измеряет и/или вычисляет упомянутые чувствительные данные. Он также служит для того, чтобы не допускать несогласованной работы отдельных ветросиловых установок или их параметров управления, поскольку такой центральный модуль управления также может предварительно определять заданное значение, которое является стабильным во времени. Следовательно, незначительная флуктуация управления не сразу заметна и/или не может (или очень маловероятно, что может) приводить к цепной реакции для других ветросиловых установок, подключенных к идентичной точке общего присоединения. В частности, исключаются такие эффекты, в силу которых, например, первая ветросиловая установка приводит к изменению напряжения в точке общего присоединения, и вторая ветросиловая установка на основе этого определенного изменения напряжения, например, противодействует с точки зрения управления, что, в свою очередь, может приводить к такому эффекту, как изменение напряжения, которое, в свою очередь, вызывает противодействие первой ветросиловой установки, что может инициировать цепную реакцию.

Модули управления станций для отдельных ветросиловых установок, которые принимают заданные значения, в частности, здесь из центрального модуля управления, по отдельности управляют ветросиловой установкой и, в частности, выработкой трехфазного электрического тока, который должен быть подан, соответственно. Таким образом, эта выработка адаптирована для конкретной ветросиловой установки, и этот модуль управления станции, соответственно, управляется отдельно. Относительно справочной информации, т.е., в частности, идентификации частоты и фазы, каждый модуль управления станции для каждой ветросиловой установки может по отдельности измерять и по отдельности рассматривать централизованно записанные значения измерения или входные значения в точке общего присоединения. Тем не менее, упомянутое прямое рассмотрение измеряемых значений в отдельных модулях управления станций ограничено конкретной упомянутой справочной информацией. В частности, величина активной мощности и реактивной мощности, которая должна быть подана, не определяется посредством каждого отдельного модуля управления станции, а предварительно определяется посредством упомянутого центрального модуля управления.

Проще говоря, центральный модуль управления оказывает успокаивающее воздействие и предоставляет возможность указания важных заданных значений, которые являются релевантными для стабильности, объединенным образом и по отдельности, тогда как отдельные модули управления станций функционально адаптированы к каждой отдельной ветросиловой установке таким образом, чтобы, в частности, предварительно определять конкретные токи, которые должны быть поданы.

Отдельная и функциональная адаптация отдельных модулей управления станций предпочтительно может воздействовать на функциональное управление ветросиловой установки и, например, на управление уменьшением мощности, выработанной посредством ветра, посредством регулирования лопаток ротора ветросиловой установки. Регулирование лопаток ротора является общеизвестным в качестве шага лопаток и выполняется по отдельности посредством ветросиловой установки, в частности, посредством ее модуля управления станции. Тем не менее, именно центральный модуль управления предварительно определяет и инициирует реализацию такого уменьшения.

Упомянутое разделение между центральным модулем управления и отдельными модулями управления станций с описанными задачами или описанным распределением задач, в частности, позволяет не допускать становления нестабильным внутреннего управления ветросиловой установки, когда напряжение точки общего присоединения используется в качестве фактического значения, если оно используется не только для справки. Аналогично, следует не допускать нестабильности параметров управления напряжением, которые используют реактивную мощность ветросиловой установки или парка ветроустановок в качестве регулируемой переменной.

Помимо этого или альтернативно, заданные значения определяются в зависимости, по меньшей мере, от одного переменного критерия стабильности, в силу чего критерий стабильности, в частности, зависит от состояния энергосети для энергосети переменного тока в точке общего присоединения. Например, критерий стабильности может зависеть от амплитуды напряжения электросети либо от изменения или скорости изменения амплитуды напряжения электросети, либо от частоты или изменения частоты напряжения электросети. Критерий стабильности, по сути, может представлять собой отклонение фактического напряжения от заданного напряжения и зависит от напряжения.

В качестве простого и иллюстративного примера, критерий стабильности может представлять собой максимальное допустимое отклонение напряжения, например, 10%-ю перегрузку по напряжению, если частота напряжения соответствует точно заданному значению. Тем не менее, если частота, по меньшей мере, немного выше заданной частоты, либо если частота повышается в энергосети, упомянутая допустимая перегрузка по напряжению может уменьшаться с 10% до 5%. Следовательно, в этом примере, критерий стабильности должен анализироваться на основе напряжения, т.е. посредством анализа уровня напряжения и одновременно регулироваться в зависимости от частоты, т.е. в иллюстративном примере, он должен варьироваться между 5%-й и 10%-й перегрузкой по напряжению.

Здесь, можно рассматривать напряжение в точке общего присоединения на стороне энергосети или на стороне парка. Также могут рассматриваться напряжения на контактных выводах ветросиловых установок.

В зависимости от этого критерия стабильности, по меньшей мере, одно заданное значение изменяется для ветросиловых установок. В частности, заданное значение может изменяться, соответственно, для реактивной мощности, активной мощности или и того, и другого.

Альтернативно, реактивная мощность и/или активная мощность, которая подана посредством парка ветроустановок, также может рассматриваться в качестве основы для критерия стабильности. В этом случае, критерий стабильности может, в частности, представлять собой существующую спецификацию в форме значения или области для активной мощности или реактивной мощности, которая должна быть подана, наряду с соответствием такому условию, что эта спецификация должна анализироваться. На подаваемую активную мощность влияние может оказываться только в определенной степени, поскольку активная мощность, которая может быть подана, зависит от преобладающего ветра. При использовании предложенного критерия стабильности может быть релевантным отношение активной мощности и реактивной мощности. Например, определенная адаптация реактивной мощности к активной мощности может быть релевантной и рассматриваться в качестве основы.

Предпочтительно, определение заданного значения основано на разбиении на составляющую прямой последовательности и составляющую обратной последовательности согласно способу симметричного компонента, и заданные значения являются значениями составляющей прямой последовательности, т.е., по меньшей мере, одной реактивной мощностью соответствующей ветросиловой установки, которая должна быть подана и связана с составляющей прямой последовательности, и помимо этого или альтернативно, по меньшей мере, одним выходным или фиксирующим напряжением соответствующей ветросиловой установки, которая связана с составляющей прямой последовательности, и помимо этого или альтернативно, по меньшей мере, одной активной мощностью соответствующей ветросиловой установки, которая должна быть подана и связана с составляющей прямой последовательности, в частности, максимальной активной мощностью, которая должна быть подана.

Посредством предварительного определения реактивной мощности и/или активной мощности, которая должна быть подана, может быть предварительно определено важное значение, которое поддерживает энергосеть или оказывает влияние на стабильность энергосети. Соответствующая реактивная мощность может помогать разрешать или уменьшать падение напряжения в длинной линии питания или в длинной линии в энергосети переменного тока.

Угрожающая нестабильность вследствие очень низкого отношения тока короткого замыкания, т.е. вследствие сравнительно крупной подключенной нагрузки может разрешаться посредством уменьшения подаваемой активной мощности. В частности, предоставляется предварительное определение максимальной активной мощности, которая должна быть подана, поскольку преобладающий ветер постоянно ограничивает активную мощность, которая должна быть подана, и в силу этого не может быть реализовано конкретное заданное значение активной мощности, которое превышает такой предел.

Комбинированная и скоординированная спецификация активной мощности и реактивной мощности, которая должна быть подана, также является преимущественной, поскольку рабочая точка, которая определяется согласно активной мощности и реактивной мощности, является особенно критической для стабильности парка ветроустановок во время подачи.

Посредством применения способа симметричных компонентов в качестве основы также может рассматриваться асимметричная трехфазная система. В идеале, компоненты составляющей обратной последовательности задаются равными 0, т.е. если трехфазная система является симметричной.

Согласно одному варианту осуществления, предлагается, что граница стабильности должна вычисляться и сохраняться для управления, в частности, что она должна сохраняться в центральном модуле управления в качестве характеристической карты. Например, такая граница стабильности может представлять собой характеристическую карту или графически показанную характеристику, которая формируется посредством нескольких реактивных мощностей и пар значений активной мощности. Соответственно, заданные значения для реактивной мощности и активной мощности определяются, соответственно, таким образом, что рабочая точка, которая задается согласно реактивной мощности и активной мощности, расположена только на одной стороне упомянутой границы стабильности, т.е. на стабильной стороне.

Такая граница стабильности, в частности, представляет собой характеристику подключенной энергосети относительно точки подачи в энергосеть. Соответственно, предпочтительно предлагается измерять или иным образом идентифицировать подключенную энергосеть переменного тока для того, чтобы определять такую границу стабильности. Когда такая граница стабильности определяется и сохраняется, стабильная рабочая точка, соответственно, может легко и/или надежно задаваться или отслеживаться. Управление парком ветроустановок, т.е. подачей в точке общего присоединения, в таком случае не требуется или, по меньшей мере, требуется в меньшей степени для того, чтобы определять угрожающую потерю стабильности вследствие внезапно определенных динамических процессов, в частности, в точке общего присоединения. Наоборот, ее можно распознавать на ранней стадии, на которой (и в зависимости от обстоятельств, также когда) должна возникать потеря стабильности, если не предприняты ответные меры. В силу этого, могут исключаться возможные резкие ответные меры или радикальные ответные меры, если надежно задана рабочая точка. Предпочтительно, такая рабочая точка может задаваться посредством подаваемой активной мощности и подаваемой реактивной мощности, и предпочтительно, активная мощность и реактивная мощность, которые должны быть поданы, соответственно, ограничены, и/или рабочая точка задается соответствующим образом. Предпочтительно, такая рабочая точка задается или ограничивается таким образом, что задается и поддерживается безопасное расстояние между рабочей точкой и границей стабильности.

Согласно другому варианту осуществления, предлагается, что параметры точки подачи в энергосеть или параметры энергосети переменного тока согласно измерениям для точки подачи в энергосеть должны сравниваться относительно точки подачи в энергосеть, с тем чтобы оценивать характеристики энергосети переменного тока. В частности, используется напряжение, идентифицированное в точке подачи в энергосеть, и/или ток, идентифицированный в точке подачи в энергосеть. В силу этого, параметр может представлять собой чувствительность энергосети к подаваемым значениям. Такая чувствительность представляет собой изменение напряжения в точке общего присоединения относительно изменения подаваемой мощности. В частности, она может вычисляться из суммы изменения напряжения в зависимости от изменения подаваемой активной мощности и изменения напряжения в зависимости от изменения подаваемой реактивной мощности. Другими словами, чувствительность вычисляется здесь из частной производной напряжения согласно активной мощности, с одной стороны, и реактивной мощности, с другой стороны. Упомянутая чувствительность, которая также упоминается как чувствительность энергосети и которая связана с точкой общего присоединения, возможно, также служит для того, чтобы определять угрожающую потерю стабильности или, по меньшей мере, ослабление стабильности энергосети. Помимо этого или альтернативно, предлагается использовать это для оценки качества и, в частности, стабильности рабочей точки парка ветроустановок или рабочей точки ветросиловой установки. На этой основе, можно при необходимости предпринимать корректирующее действие.

Предпочтительно, предлагается, что чувствительность энергосети должна записываться и сохраняться в ходе ранее проведенного анализа энергосети, и что, помимо этого, должна идентифицироваться чувствительность энергосети к текущей рабочей точке. Управление, спецификация и/или изменение, по меньшей мере, одного заданного значения затем реализуется в зависимости от сравнения текущих чувствительностей энергосети с заранее записанной чувствительностью энергосети. В частности, заданное значение для активной мощности, которая должна быть подана, уменьшается, если сравнение раскрывает, что отклонение превышает предварительно определенное пороговое значение. Чувствительность энергосети представляет собой реакции энергосети на изменения, в частности, на изменения в подаче. Здесь, в частности, фактор чувствительности энергосети рассматривается как реакция на изменение подаваемой активной мощности, и чувствительность энергосети рассматривается как реакция на изменение подаваемой реактивной мощности. Упомянутые две чувствительности энергосети также могут комбинироваться или рассматриваться совместно. Такая чувствительность энергосети представляет собой характеристику энергосети и в силу этого может заранее записываться и сохраняться. Она может помогать определять нестабильность на ранней стадии и исключать ее. В частности, высокая чувствительность энергосети означает то, что энергосеть является очень сильной, т.е. что то, что она является очень чувствительной и реагирует уже на незначительные изменения. Управление может регулироваться соответствующим образом, как предложено согласно одному варианту осуществления.

Помимо этого, следует отметить, что в энергосети также могут изменяться состояния, и граничные состояния могут оказывать влияние на чувствительность энергосети. Посредством сравнения текущей собранной чувствительности энергосети с соответствующей заранее определенной чувствительностью энергосети, можно определять то, работает энергосеть по-прежнему заранее определенным способом или нет, либо то, должен или нет ожидаться дивергентный режим работы. Во втором случае, может требоваться особое внимание, поскольку управляющие спецификации более могут быть недостаточными или, по меньшей мере, более могут быть не адаптированы оптимально к энергосети. Для этого случая, снижение подаваемой активной мощности может представлять собой первую защитную меру. В частности, оно может помогать увеличивать расстояние между рабочей точкой и границей стабильности.

Согласно другому варианту осуществления, предлагается внезапное изменение или изменение на один или два шага заданного значения для реактивной мощности, которая должна быть подана, и/или для активной мощности, которая должна быть подана. Это приводит к существенному изменению с надлежащим сильным влиянием. Помимо этого, постепенное изменение также может приводить к такому факту, что изменение требуется в меньшем количестве случаев, в частности, что активная мощность и/или реактивная мощность, которая должна быть подана, не должны обязательно непрерывно изменяться. Предпочтительно, такое внезапное или постепенное изменение вносится с предварительно определенной задержкой.

Согласно одному варианту осуществления, также предлагается, на основе реакции напряжения энергосети в точке общего присоединения на такое внезапное изменение, определять текущую чувствительность энергосети. Здесь, чувствительность энергосети может достигаться посредством формирования разности, т.е. посредством идентификации напряжения, а также внезапно измененной активной мощности или реактивной мощности во время до внезапного изменения и во время после внезапного изменения, а также посредством помещения двух упомянутых разностей относительно друг друга.

Согласно одному варианту осуществления, дополнительно предлагается, что гистерезисный контроллер должен использоваться для того, чтобы предварительно определять заданные значения. Гистерезисный контроллер представляет собой контроллер, вывод которого, т.е. регулируемая переменная (к примеру, в этом случае, спецификация заданных значений), не связан непосредственно и однозначно с соответствующим входным значением, а зависит также от предыдущих значений. Если напряжение формирует ввод контроллера, который в этом случае используется просто в качестве общего примера, и реактивная мощность формирует вывод контроллера, увеличение напряжения за пределы заданного значения, например, может приводить к увеличению реактивной мощности. Если напряжение возвращается к заданному значению или, по меньшей мере, в область, реактивная мощность в таком случае может, по меньшей мере, временно, поддерживать свое значение. Аналогично, предложенный гистерезисный контроллер может включать в себя задержку, так что при использовании идентичного иллюстративного примера, чрезмерное напряжение приводит к реакции контроллера не сразу, а только после определенного промежутка времени. Тем не менее, если чрезмерное напряжение более не существует до этого промежутка времени, реакция на выходе контроллера отсутствует. В частности, гистерезисный контроллер также представляет собой нелинейный контроллер. Только в качестве меры предосторожности, следует подчеркнуть, что контроллер, режим передачи которого является амплитудно-зависимым, представляет собой нелинейный контроллер.

Помимо этого или альтернативно, предлагается, что способ управления парком ветроустановок должен отличаться тем, что изменение, по меньшей мере, одного из заданных значений происходит, если переменная состояния в энергосети удовлетворяет конкретному критерию, и если истекло предварительно определенное время простоя, и по-прежнему удовлетворяется предварительно определенный критерий. Это, в частности, относится к напряжению электросети в точке общего присоединения; при этом удовлетворение предварительно определенного критерия может представлять собой превышение или уменьшение ниже предварительно определенного порогового значения либо другого предварительно определенного порогового значения либо превышение его значения. Другой критерий, который может рассматриваться, заключается в том, что релевантное значение, в частности напряжение электросети, находится за пределами допусков.

Предпочтительно, предлагается, что при указании заданных значений, импеданс, по меньшей мере, одной линии питания от ветросиловой установки до точки общего присоединения должен учитываться, если должно рассматриваться падение напряжения, которое должно ожидаться на линии питания. Здесь, в частности, импеданс линии до точки общего присоединения может рассматриваться, даже если она расположена на большом расстоянии от парка ветроустановок. В частности, в упомянутом случае, упомянутый импеданс от ветросиловой установки до точки общего присоединения может быть аналогичным для множества ветросиловых установок в парке и просто считаться одинаковым. Заданные значения ветросиловой установки, т.е., в частности, для реактивной мощности и активной мощности, которые должны быть поданы, и в силу этого для токов, которые должны быть поданы, предпочтительно основаны на виртуальном напряжении в ветросиловой установке. Предпочтительно здесь, в качестве основы, выходное напряжение рассматривается в качестве виртуального напряжения, которое вследствие падения напряжения вызывается или ожидается вследствие эффективного импеданса от линии питания до точки общего присоединения.

Вычисление потокораспределения нагрузки, описанное ниже, используется для того, чтобы анализировать стационарные рабочие состояния систем энергоснабжения. В основе лежит представление (фиг. 9) соответствующей энергосети через импедансы Z или проводимости Y (комплексные проводимости).

Классический анализ энергосети определяет энергосеть через закон Ома с помощью следующей системы линейных уравнений в матричной записи, которая описывает корреляцию для n-узлов.

т.е. (система линейных уравнений).

Цель состоит в том, чтобы определять напряжения в каждом из n-узлов энергосети (→поддержание напряжения).

Поскольку токи в энергосетях неизвестны, но (запланированные) подачи и падения электричества известны, токи выражаются как выводы.

Представление уравнений энергосети через выводы приводит к формированию системы нелинейных уравнений.

Эта система нелинейных уравнений решается численно (обычно посредством метода Ньютона). При численном решении системы уравнений оно должно линеаризоваться. Это выполняется посредством частных дифференцирований матричных элементов на основе неизвестного, а именно, по-прежнему амплитуды (U₂...Un) и угла напряжений узлов.

Матрица с частными дифференцированиями называется матрицей Якоби. Чтобы решать систему уравнений, она должна быть обратимой, т.е. регулярной.

Ниже изобретение описывается подробнее посредством вариантов осуществления в качестве примеров со ссылкой на прилагаемые чертежи.

Фиг. 1 показывает ветросиловую установку в общем виде.

Фиг. 2 показывает схематичный вид ветросиловой установки, которая подключается к энергосети на основе системы управления напряжением (VCS).

Фиг. 3 показывает схематичный вид схемной компоновки, управляемой напряжением подачи питания ветросиловой установки в энергосеть переменного тока.

Фиг. 4 показывает схематичный вид двух ветросиловых установок, подключенных к энергосети в объединенной точке подключения к энергосети.

Фиг. 5 иллюстрирует параметры, которые могут оказывать влияние на чувствительность ветросиловой установки, подключенной к энергосети.

Фиг. 6 показывает схему, анализирующую режим работы энергосети в точке подключения к энергосети в качестве направлений напряжения в зависимости от подаваемой реактивной мощности и подаваемой активной мощности.

Фиг. 7 показывает чувствительность в качестве изменения напряжения, вызываемого посредством изменений активной мощности в зависимости от подаваемой и стандартизированной реактивной мощности и активной мощности.

Фиг. 8 показывает чувствительность в качестве изменения напряжения, вызываемого посредством изменения реактивной мощности в зависимости от стандартизированной реактивной мощности и активной мощности.

Фиг. 9 показывает обобщенную иллюстрацию энергосети.

Фиг. 10 показывает схематичный вид управляющей структуры для парка ветроустановок, включающей в себя центральный модуль управления и модуль управления станции в качестве примера.

Фиг. 11 показывает схематичный вид структуры центрального модуля управления, показанного на фиг. 10.

Фиг. 12 показывает схематичный вид подблока управления, показанного в центральном модуле управления по фиг. 11.

Фиг. 13 показывает схематичный вид модуля управления станции, который также показан на фиг. 10.

Ниже могут предоставляться идентичные ссылки с номерами для аналогичных, но неидентичных элементов, либо они также могут предоставляться для элементов, которые проиллюстрированы только схематично или символически и которые могут иметь другие подробности, но которые не являются релевантными для соответствующего пояснения.

Фиг. 1 показывает ветросиловую установку 100 с башней 102 и гондолой 104. Ротор 106 с тремя лопатками 108 ротора и вертушкой 110 расположен на гондоле 104. Ротор 106 активируется посредством ветра при перемещении с вращением, за счет этого приводя в действие генератор в гондоле 104.

Фиг. 2 показывает схематичный вид ветросиловой установки 1, подключенной к питающей электросети 4 в точке 2 подключения к энергосети. Питающая электросеть 4 называется просто энергосетью 4 или сетью 4, в силу чего эти термины используются синонимично.

Ветросиловая установка 1 содержит генератор 6, который приводится в действие посредством ветра, за счет этого вырабатывая электроэнергию. Один из вариантов осуществления генератора 6 представляет собой многофазный синхронный генератор 6 с электрическим возбуждением с 2, соответственно, звездообразными проводными трехфазными системами, что проиллюстрировано посредством двух звездообразных символов в генераторе 6 по фиг. 2. Сгенерированный переменный ток, а именно, шестифазный переменный ток в упомянутом примере, выпрямляется посредством выпрямителя 8 и передается в качестве постоянного тока через соответствующую линию 10 постоянного тока, которая может содержать несколько отдельных линий от гондолы 12 вниз к башне 14 и до инвертора 16. Инвертор 16 вырабатывает переменный ток из постоянного тока, а именно, в показанном примере, трехфазный переменный ток, который должен подаваться в энергосеть 4. Для этого переменный ток, сгенерированный посредством инвертора 16, повышается посредством трансформатора 18 с тем, чтобы подаваться в энергосеть 4 в точке 2 подключения к энергосети. Проиллюстрированный трансформатор 18 использует соединение "звезда-треугольник", а именно, и в первую очередь, соединение "звездой", и во вторую очередь, соединение "треугольником", что проиллюстрировано здесь просто в качестве примера одного варианта осуществления. Подача в энергосеть 4 также может включать в себя, помимо подачи активной мощности P, подачу реактивной мощности Q, которая проиллюстрирована посредством стрелки 20. Для конкретной подачи инвертор 16 управляется посредством соответствующего модуля 22 управления, за счет чего модуль 22 управления может конструктивно комбинироваться с инвертором 16. Фиг. 2 служит для того, чтобы иллюстрировать базовую конструкцию, и конкретная компоновка отдельных элементов может выбираться отлично от того, что здесь проиллюстрировано. Например, трансформатор 18 может предоставляться за пределами башни 14.

В частности, модуль 22 управления управляет инвертором 16 таким образом, что управляется способ подачи в энергосеть. За счет этого выполняются такие задачи, как регулирование тока, который должен ситуационно подаваться в энергосеть 4, в частности, частота, фаза и амплитуда напряжения в энергосети. Помимо этого, модуль 22 управления спроектирован с возможностью управлять частью активной мощности P и реактивной мощностью Q из мощности, которая фактически подается в энергосеть 4. Здесь, измерения выполняются в энергосети 4, в частности, в точке 2 подключения к энергосети и оцениваются соответствующим образом. В числе прочего, измеряется фактическое напряжение в энергосети 4, в частности, в форме фактического действующего значения напряжения и сравнивается со значением по умолчанию для напряжения, а именно, со значением VSET по умолчанию.

Соответственно, проиллюстрированная система и, в частности, инвертор 16 с модулем 22 управления формируют систему управления напряжением, которая сокращенно называется "VCS".

Чтобы управлять генератором ветросиловой установки, блок 24 управления мощностью и блок 26 оценки мощности предоставляются в области гондолы. В примере проиллюстрированного варианта осуществления блок 24 управления мощностью, в частности, управляет возбуждением, а именно, током возбуждения отдельно возбужденного синхронного генератора. Блок 26 оценки мощности оценивает питание, идущее в выпрямитель 8, и сравнивает его с выходной мощностью, выпускаемой посредством выпрямителя 8 по линии 10 постоянного тока в инвертор 16. Результат этой оценки перенаправляется в блок 24 управления мощностью.

Фиг. 2 также иллюстрирует то, что показанная система должна иметь систему управления напряжением для интеллектуальной подачи таким образом, чтобы управлять ветросиловой установкой максимально возможно стабильно, в частности, около границы стабильности.

Фиг. 3 иллюстрирует подключение ветросиловой установки 1' к так называемой слабой энергосети 4'. Слабая энергосеть здесь означает энергосеть с высоким импедансом. Он проиллюстрирован на фиг. 3 посредством последовательного импеданса 5'. Помимо этого, упомянутый последовательный импеданс 5' предоставлен в тестовой структуре, которая соответствует структуре на фиг. 3 и которая использована для того, чтобы анализировать режим работы ветросиловой установки 1' в слабой энергосети 4'.

Структура по фиг. 3 предполагает генератор 6', который приводится в действие посредством ветра и предоставляется в качестве синхронного генератора. Сгенерированная электроэнергия генератора 6' выпрямляется в выпрямителе 8' и предоставляется в инвертор 16' на входной стороне в звене постоянного тока с конденсатором 28' промежуточной схемы. Показанная структура сравнивает линию 10' постоянного тока со звеном постоянного тока инвертора 16' на входной стороне, чтобы упрощать иллюстрацию. Линия постоянного тока на входной стороне на деле может быть электрически идентичной с промежуточной схемой, либо на входной стороне предоставляется повышающий преобразователь, что не поясняется подробно здесь. Выпрямитель 8' и инвертор 16' также могут быть физически отделены друг от друга как уже пояснено на фиг. 2 относительно выпрямителя 8 и инвертора 16.

В завершение, предоставляется контроллер 24' возбуждения, в который может подаваться энергия из звена постоянного тока, которое представлено посредством конденсатора 28' промежуточной схемы. Упомянутый контроллер 24' возбуждения управляет током возбуждения генератора с внешним возбуждением 6' и фактически соответствует блоку 24 управления мощностью по фиг. 2.

Инвертор 16' может подавать активную мощность P и/или реактивную мощность Q. Фиг. 3 состояния напряжение инвертора 16' на выходной стороне в качестве напряжения V_WEC ветросиловой установки. Для подачи, оно повышается посредством трансформатора 18 и затем подается в энергосеть 4' в точке 2' подключения к энергосети. Здесь, энергосеть 4' также содержит трансформатор 30' энергосети. Фактическая энергосеть, которая запускается после трансформатора 30' энергосети, указывается с помощью ссылки с номером 4''. Напряжение в точке 2' подключения к энергосети упоминается в качестве напряжения V_Grid электросети.

Чтобы иллюстрировать слабую энергосеть, последовательный импеданс 5' показан перед точкой 2' подключения к энергосети. Упомянутый последовательный импеданс 5' существует только в этой тестовой структуре или в иллюстративной структуре и указывает импеданс энергосети. Следовательно, точка, показанная сразу после трансформатора 18', также может упоминаться в качестве точки 2'' подключения к энергосети. Это дифференцирование между этими двумя точками 2' и 2'' подключения к энергосети вытекает только из этого использования последовательного импеданса 5' и обычно не существует в такой форме в реальных энергосетях.

Фиг. 4 показывает другой иллюстративный и схематичный пример, согласно которому две ветросиловых установки 1 подключаются к питающей энергосети 4. Каждая ветросиловая установка 1 сконструирована так, как пояснено на фиг. 2, а именно, с генератором 6, выпрямителем 8 и линией 10 постоянного тока, которая на деле содержит, по меньшей мере, две отдельных линии, а именно, для положительного и для отрицательного тока, который также прикладывается к линии 10 постоянного тока по фиг. 2. Кроме того, ветросиловая установка 1 содержит инвертор 16 и трансформатор 18. Линия 32 доступа идет из каждой из двух ветросиловых установок 1 в точку 2' подключения к энергосети на стороне ветросиловой установки. Таким образом, две ветросиловых установки 1, показанные в качестве примеров, которые могут быть характерными для парка ветроустановок с гораздо большим числом ветросиловых установок, объединенным образом подают выработанную энергию в этой точке 2' подключения к энергосети на стороне ветросиловой установки. Подаваемая мощность P и подаваемая реактивная мощность Q, если есть, затем идут в точку 2'' подключения на стороне энергосети и подаются в питающую электросеть 4.

Подключение между точкой 2' подключения к энергосети на стороне ветросиловой установки и точкой 2'' подключения на стороне энергосети не может игнорироваться, и, соответственно, напряжение V_WP достигается в точке 2' подключения к энергосети на стороне ветросиловой установки, тогда как напряжение V_Grid достигается в точке 2'' подключения на стороне энергосети.

Напряжение V_WP на стороне ветросиловой установки определяется и оценивается в блоке 34 оценки для управления. Оценка сначала выполняется таким образом, что измеренные значения записываются в измерительном блоке 36. Результаты измерений перенаправляются, в числе прочего, в блок 38 управления стабильностью, который также может упоминаться в качестве блока SVCS (системы управления напряжением для обеспечения стабильности). Блок 38 управления стабильностью вычисляет значение Q_Set по умолчанию для реактивной мощности, которая должна предоставляться. Эта реактивная мощность, которая должна быть достигнута, затем передается в качестве соответствующего значения по умолчанию в обе ветросиловые установки 1 и, соответственно, должна передаваться во все ветросиловые установки с одинаковой величиной. Это значение по умолчанию может передаваться в качестве абсолютного значения, в частности, если ветросиловые установки 1 имеют идентичный размер и подвержены идентичному состоянию ветра. Тем не менее, оно также может предоставляться в качестве значения по умолчанию, к примеру, значения в процентном отношении, которое означает свойства соответствующей ветросиловой установки, например, в качестве номинальной установленной мощности релевантной ветросиловой установки.

Дополнительно, измерительный блок 36 передает значения в блок 40 наблюдения, который вычисляет дополнительные состояния на основе определенных значений измерения, таких как подаваемая активная мощность или подаваемая реактивная мощность, и передает результаты в блок 42 моделирования системы. Блок 40 наблюдения при необходимости также может получать или извлекать информацию относительно потребления мощности.

Модель системы из блока 42 моделирования системы используется для того, чтобы определять максимальную активную мощность P_max, которая должна быть подана, и подавать ее в ветросиловые установки 1. Эта максимальная активная мощность, которая должна быть подана, может предоставляться в качестве абсолютного или относительного значения. Следует отметить, что иллюстрация блока 34 оценки предназначена для того, чтобы пояснять структуру. В общем, не обязательно, чтобы блок 34 оценки был физически сконструирован в качестве независимого устройства.

Предварительно установленная реактивная мощность Q_Set и максимальная активная мощность P_max затем передаются в блок 44 управления FACTS каждой ветросиловой установки 1. Термин "FACTS" также используется на немецком языке и представляет собой сокращение для "гибкой системы передачи электроэнергии переменным током". Блок 44 управления FACTS затем реализует значения по умолчанию и управляет инвертором 16 соответствующим образом, в силу чего он также может рассматривать значения измерения из состояний ветросиловой установки.

В частности, но не только, блок 34 оценки может предоставлять релевантные значения по умолчанию стабильности для стабильной подачи в энергосеть 4. В частности, может задаваться рабочая точка, которая является предпочтительной относительно величины энергии, которая должна подаваться, или относительно величины мощности и стабильности. В частности, здесь может определяться рабочая точка с резервом стабильности. Здесь, блок 38 управления стабильностью может достигать резерва стабильности относительно реактивной мощности, которая должна быть подана посредством соответствующего значения по умолчанию реактивной мощности Q_Set.

Фиг. 5 иллюстрирует чувствительность ветросиловой установки, подключенной к энергосети, и соответствующие влияющие факторы. Блок 50 энергосети по фиг. 5 репрезентативно указывается для режима работы энергосети, а именно, в точке подключения к энергосети. Блок 50 энергосети иллюстрирует то, что энергосеть может реагировать на влияния вследствие изменения напряжения. Все влияния проиллюстрированы здесь в качестве изменений ΔP активной мощности и изменений ΔQ реактивной мощности. Блок 52 расчета активной мощности учитывает влияния силовых изменений, а блок 54 расчета реактивной мощности учитывает влияния изменений реактивной мощности. Блок 52 расчета активной мощности показывает частное дифференцирование напряжения на основе активной мощности и, соответственно, блок 54 расчета реактивной мощности показывает частное дифференцирование напряжения на основе реактивной мощности. Оно представляет собой возможность учитывать соответствующую динамику режима работы энергосети, т.е. чувствительность энергосети, а именно, реакции на изменения активной мощности и реактивной мощности, посредством соответствующих частных дифференцирований, результаты которых суммируются в суммирующем блоке 56. Блок 50 энергосети вместе с суммирующим блоком 56 в силу этого учитывает зависимость напряжения электросети в точке подключения к энергосети от двух переменных, а именно, от активной мощности и реактивной мощности. Зависимость здесь учитывается посредством частных дифференцирований.

Изменения активной мощности получаются в результате, в частности, из изменений скорости ΔVW ветра, что оказывает влияние на блок 58 ветросиловой установки. Этот блок 58 ветросиловой установки иллюстрирует влияние изменения скорости ΔVW ветра на изменение ΔP активной мощности, в силу чего управление ветросиловой установкой должно также учитываться и учитывается посредством этого блока 58.

Изменение ΔQ реактивной мощности также может зависеть от ветросиловой установки или, по меньшей мере, управления ветросиловой установкой; тем не менее, оно, в общем, зависит от других контекстов, которые являются независимыми от скорости ветра. Ее изменение проиллюстрировано посредством блока 60 управления. В пояснительных целях этот блок 60 управления разделен на блок 62 расчета реактивной мощности по умолчанию и блок 64 FACTS. Блок 60 управления и в силу этого блок 62 расчета реактивной мощности по умолчанию изначально зависят от отклонения ΔV напряжения, а именно, в точке подключения к энергосети, меньшего предварительно определенного отклонения ΔV_SET напряжения. На основе этого результирующего отклонения напряжения блок 62 расчета реактивной мощности по умолчанию определяет реактивную мощность, которая должна быть подана, или, в зависимости от изменения напряжения, предварительно определенное изменение реактивной мощности, которая должна быть подана. Оно перенаправляется в блок 64 FACTS, который соответствующим образом реализует подачу реактивной мощности или изменение подачи реактивной мощности.

Блок 58 ветросиловой установки и блок 60 управления также могут пониматься как передаточная функция от соответствующего входного значения, и блок 62 расчета реактивной мощности по умолчанию и блок 64 FACTS могут пониматься как отдельные передаточные функции, которые объединены в блоке 60 управления.

Фиг. 6 показывает зависимость напряжения для одного варианта осуществления в точке подключения к энергосети на основе подаваемой реактивной мощности Q и подаваемой активной мощности P. Реактивная мощность Q стандартизируется как мощность S_SC короткого замыкания энергосети в проанализированной точке подключения к энергосети и иллюстрируется на абсциссе. Мощность P также стандартизируется как мощность S_SC короткого замыкания идентичной точки подключения к энергосети и устанавливается на ординате. Напряжение V_PCC является напряжением в точке подключения к энергосети, стандартизированным как номинальное напряжение V_N. Это стандартизированное напряжение в точке подключения к энергосети проиллюстрировано в качестве графика для различных значений, соответственно, и в зависимости от стандартизированной реактивной мощности Q и стандартизированной активной мощности P. Соответственно, график или характеристика со значением 1 представляют собой характеристику, представляющую реактивную мощность и значения активной мощности, требуемые для того, чтобы достигать номинального напряжения.

Например, номинальное напряжение достигается, если 10% реактивной мощности Q и 50% активной мощности P подаются относительно мощности S_SC короткого замыкания.

График по фиг. 6 показывает характеристики точки подключения к энергосети для энергосети с высоким импедансом, по меньшей мере, относительно этой точки подключения к энергосети.

Обычно, для проиллюстрированной точки подключения к энергосети примера энергосети, подача должна быть реализована в стандартном рабочем диапазоне 200. Таким образом, подача должна быть реализована при активной мощности P приблизительно в 10% от мощности S_SC короткого замыкания, при подаче приблизительно в 5% реактивной мощности для мощности S_SC короткого замыкания. В соответствии с таким идеализированным допущением, что подаваемая активная мощность P соответствует номинальной мощности или подключенной нагрузке генератора, или сумме генераторов, подключенных к точке подключения к энергосети, подача в 10% мощности S_SC короткого замыкания означает то, что подключенная нагрузка P_Gen составляет 10% от мощности S_SC короткого замыкания. Отношение тока короткого замыкания Scr=S_SC/P_Gen в силу этого составляет приблизительно 10. Это соответствует приблизительно центру проиллюстрированного стандартного рабочего диапазона 200. Фиг. 6 показывает дополнительные отношения Scr тока короткого замыкания в качестве коротких тире для ориентации, а именно, для значений для Scr в 10; 6; 4; 2 и 1,5.

Тем не менее, согласно изобретению, предлагается подавать значительно более активную мощность P, а именно, в диапазоне 60-70% от мощности S_SC короткого замыкания. Соответственно, подача 20-30% реактивной мощности Q, связанной с мощностью S_SC короткого замыкания, должна предоставляться для того, чтобы поддерживать напряжение в точке подключения к энергосети в диапазоне 100-110% от номинального напряжения. В качестве меры предосторожности, следует подчеркнуть, что подача 110% номинального напряжения в точке подключения к энергосети не означает то, что увеличенное напряжение в 110% может измеряться на стороне потребителя. Во-первых, обычно существует значительный участок энергосети между точкой подключения к энергосети и первым релевантным потребителем. Во-вторых, в энергосети могут предоставляться ступенчатые трансформаторы, которые могут обеспечивать баланс в определенной степени. Меры, которые должны предприниматься, которые зависят от отдельной энергосети, включающей в себя потребителя и генерирующую станцию, и различных других состояний инфраструктуры, не могут разрешаться в этой заявке. Эксперт обычно знаком с необходимыми мерами.

Этот предложенный участок показан на фиг. 6 в качестве расширенного рабочего диапазона 210. Этот расширенный рабочий диапазон имеет отношение Scr тока короткого замыкания приблизительно в 1,5. До настоящего времени заслуживающие внимания генерирующие станции не подключались к энергосети с таким отношением тока короткого замыкания.

Иллюстрация на фиг. 6 представляет собой результат анализа энергосети для базовой энергосети относительно релевантной точки подключения к энергосети. С этой целью, как пояснено выше, релевантные элементы в энергосети проанализированы и определены, соответственно, посредством решения матрицы Якоби. Это приводит к настоящей иллюстрации по фиг. 6, согласно которой, проще говоря, характеристики в правой стороне, т.е. для более высокой подаваемой реактивной мощности Q, также отражают увеличенные напряжения в точке подключения к энергосети. При снижении реактивной мощности Q, т.е. в левой стороне, снижается напряжение в точке подключения к энергосети. Тем не менее, реактивная мощность Q не может снижаться произвольно и при слишком низкой (уже отрицательной) реактивной мощности Q, матрица Якоби становится вырожденной, согласно ассоциированной активной мощности P, т.е. не может разрешаться в математических терминах. Вырожденная матрица Якоби означает то, что возникает нестабильное состояние. Это приводит к границе 202 стабильности, которая, соответственно, показана в левой части иллюстрации на фиг. 6. Область слева от границы 202 стабильности, которая имеет более высокую активную мощность P и/или более низкую реактивную мощность Q, соответственно, является нестабильной областью 204. Только в качестве меры предосторожности, следует подчеркнуть, что граница 202 стабильности не совпадает с одной характеристикой значения напряжения в точке подключения к энергосети, а вместо этого предположительно отсекает множество характеристик. Тем не менее, множество характеристик не могут отсекаться, поскольку отсутствуют значения и в силу этого множество характеристик за пределами границы 202 стабильности.

Предпочтительный рабочий диапазон, а именно, расширенный рабочий диапазон 210 имеет меньшее расстояние до границы 202 стабильности, чем стандартный рабочий диапазон 200. Тем не менее, следует отметить, что характеристики энергосети, как показано на фиг. 6, конкретно не рассматриваются и не исследуются. В частности, расстояние до границы стабильности, как показано на фиг. 6 в качестве границы 202 стабильности, неизвестно, по меньшей мере, не в качестве и количестве, показанном на фиг. 6. Наоборот, установка крупных электростанций ориентирована на критерий отношения тока короткого замыкания, и он является максимально большим, предпочтительно выше (или даже значительно выше) 10. Небольшие генерирующие станции, к примеру, ветросиловые установки, до настоящего времени обычно подключались к сильным энергосетям, которые способны легко справиться с подключением другой ветросиловой установки. Как результат, подключение выполняется, преднамеренно или нет, с высоким отношением тока короткого замыкания.

Предлагаемое решение точно анализирует энергосеть относительно предоставленной точки подключения к энергосети, в частности, посредством количественного включения контекстов, как показано на фиг. 6, и предпочтительно, на фиг. 7 и 8, которые поясняются ниже. В частности, такой анализ выполняется посредством многократного формирования и решения матрицы Якоби для разнообразных точек. На основе такого анализа энергосети, может определяться граница стабильности согласно границе 202 стабильности, и может выбираться требуемый рабочий диапазон согласно расширенному рабочему диапазону 210 на фиг. 6.

Помимо этого, предлагается, что ветросиловая установка должна управляться в смысле замкнутого контура управления, как показано, в частности, на фиг. 2 и фиг. 4. На фиг. 2, контур управления фактически содержит инвертор 16, трансформатор 18 и модуль 22 управления, учитывает значения измерения в точке 2 подключения к энергосети и управляет инвертором 16 таким образом, чтобы достигать подаваемой активной мощности P и реактивной мощности Q согласно стрелке 20. Управление также может оказывать влияние на управление ветросиловой установкой в области генератора 6; тем не менее, описанный контур управления, содержащий инвертор 16, трансформатор 18 и модуль 22 управления, не требует механических элементов и способен реагировать очень быстро. Для этого, знания характеристик энергосети в точке подключения к энергосети, т.е. точки 2 подключения к энергосети согласно фиг. 2, также могут учитываться, в частности, в модуле 22 управления. Таким образом, может реализовываться быстрое управление, которое распознает режим работы энергосети в точке подключения к энергосети, в частности, на границе стабильности. Это позволяет управлять ветросиловой установкой или парком ветроустановок (и при необходимости другими генерирующими станциями) в требуемом рабочем диапазоне, к примеру, в расширенном рабочем диапазоне 210 по фиг. 6, и одновременно обеспечивать высокую стабильность и безопасность.

Фиг. 7 и 8 показывают чувствительность по напряжению в зависимости от реактивной мощности Q и активной мощности P. Таким образом, фиг. 7 и 8 используют идентичные значения на абсциссе и ординате, а именно, стандартизированную реактивную мощность на абсциссе и стандартизированную активную мощность на ординате.

Показанная чувствительность по напряжению представляет собой изменение напряжения при изменении активной мощности в соответствии с фиг. 7 или изменение напряжения вместе с реактивной мощностью в соответствии с фиг. 8. Другими словами, проиллюстрировано частное дифференцирование напряжения в точке подключения к энергосети согласно активной мощности на фиг. 7 и частное дифференцирование напряжения согласно реактивной мощности на фиг. 8. Таким образом, фиг. 7 показывает режим работы блока 52 расчета активной мощности по фиг. 5. Фиг. 8 показывает режим работы блока 54 расчета реактивной мощности по фиг. 5, в силу чего в обоих случаях иллюстрация показана в зависимости от рабочих точек, которые определяются посредством текущей подаваемой реактивной мощности Q и подаваемой активной мощности P. Значения соответствующих характеристик связаны с точкой подключения к энергосети с мощностью короткого замыкания S_SC=3,73 МВА, к которой должны быть подключены две ветросиловых установки с номинальной мощностью по 2 МВт, в качестве примера. Таким образом, эта тестовая компоновка обеспечивает возможность проведения тестов при отношении тока короткого замыкания немного меньше 1. Тем не менее, для выполняемых тестов, соответствующая фактическая мощность тестовой ветровой электростанции используется в качестве основы и определяется в качестве подключенной нагрузки целевой ветровой электростанции, т.е. (фиктивной) ветровой электростанции, которая должна анализироваться.

Относительно настоящего варианта осуществления, т.е. примерной конфигурации, описывается изменение стандартизированного напряжения, связанное с изменением мощности P в МВт или изменением реактивной мощности Q в МВАр. Фиг. 7 и 8 также иллюстрируют желательный, т.е. расширенный рабочий диапазон 210. Следовательно, чувствительность по напряжению относительно изменений активной мощности согласно фиг. 7 составляет приблизительно от -0,2 до -0,4. Чувствительность по напряжению в расширенном рабочем диапазоне 210 относительно изменений реактивной мощности согласно фиг. 8 составляет приблизительно 0,3-0,5. Следовательно, предлагается, чтобы при конструировании ветросиловой установки она подключалась к конкретной точке подключения к энергосети, чтобы включать и учитывать эту чувствительность по напряжению при управлении относительно изменений активной мощности, как показано в примере на фиг. 7, и/или относительно изменений реактивной мощности, как показано в примере на фиг. 8. В частности, эти значения также должны учитываться при управлении и предпочтительно также в схеме управления. Предпочтительно, усиление контроллера выбрано в зависимости от чувствительности, в частности, чувствительности по напряжению.

В частности, предлагается рассматривать эти значения в замкнутом контуре, как схематично реализовано посредством элементов, показанных на фиг. 2, т.е. инвертора 16, трансформатора 18 и модуля 22 управления. Здесь, трансформатор 18 является менее важным; тем не менее, он зачастую должен присутствовать и требуется для того, чтобы подавать, соответственно, высокое напряжение уже в точке 2 подключения к энергосети. В частности, рассматриваются заключения относительно чувствительности по напряжению в модуле 22 управления. Таким образом, при знании этих значений, можно разрабатывать и реализовывать специализированное управление для конкретной точки подключения к энергосети. Это позволяет уменьшать ранее высокие значения отношения тока короткого замыкания в 10 и даже выше и предоставлять низкие значения, к примеру, в 1,5 для отношения тока короткого замыкания и за счет этого управлять ветросиловой установкой в расширенном рабочем диапазоне 210, который показан на фиг. 6-8.

Таким образом, изобретение предлагает, в частности, то, что ветросиловая установка и в итоге также парк ветроустановок более не должны подключаться согласно старому принципу параллельной работы энергосети при условии, что установленная мощность энергосети является достаточной, и вместо этого должна подробно анализироваться точка подключения, и результаты должны учитываться уже до работы, и затем должна подключаться специализированная ветросиловая установка или парк ветросиловых установок. Предпочтительно, управление и рабочий диапазон, который должен быть выбран, в частности, относительно реактивной мощности Q и активной мощности P, которые должны подаваться, подстраиваются и размещаются ближе к границе стабильности, чем до этого задавали эксперты. Таким образом, преимущества ветросиловой установки используются целевым способом, а именно, для быстрого и целевого реагирования на изменения, в частности, на изменения режима энергосети. Это служит для того, чтобы исключать чрезмерно большой размер энергосети, в частности, конкретной точки подключения к энергосети, по меньшей мере, для подключения ветросиловых установок к энергосети. Тем не менее, можно поддерживать и даже повышать стабильность, если управление или стабилизатор очень хорошо распознает характеристики точки подключения к энергосети или энергосети относительно точки подключения к энергосети, и если он наблюдает режим энергосети.

Только в качестве меры предосторожности, следует подчеркнуть, что стабилизатор фактически понимается как замкнутый контур с обратной связью, в силу чего управление фактически означает разомкнутый "контур", т.е. ситуацию без обратной связи. Тем не менее, блок управления, который реализует способ управления, может использоваться в контуре управления. Относительно примера на фиг. 2, это означает то, что модуль 22 управления является управлением до такой степени, что он содержит определенную функцию управления или передаточную функцию, что он также может быть нелинейным и/или энергозависимым и/или связанным с несколькими размерами. Тем не менее, этот модуль управления используется в контуре, показанном на фиг. 2, который фактически содержит, помимо модуля 22 управления, инвертор 16, трансформатор 18 и в конечном счете модуль измерения в точке 2 подключения к энергосети с модулем 23 сравнения. Модуль 22 управления управляет инвертором и, следовательно, интегрируется в замкнутом контуре, делая его частью управления.

Фиг. 10 показывает схематичный вид парка 200 ветроустановок, содержащего в этом примере 3 ветросиловых установки 202, которые указываются посредством символа WEC. Дополнительные элементы управления назначаются каждой ветросиловой установке 202, которая указывается посредством пунктирного прямоугольника. Такой пунктирный прямоугольник указывается для каждой ветросиловой установки 202, тогда как назначенные элементы показаны только в одной ветросиловой установке, т.е. в ветросиловой установке 202, показанной выше на фиг. 10. Большинство этих элементов также могут локально размещаться в ветросиловой установке, например, в башне ветросиловой установки.

Поскольку управляющие структуры по фиг. 10-13 отличаются от вышеприведенных формулировок, упомянутых относительно фиг. 2 и фиг. 4, упомянутые вышеуказанные структуры по фиг. 2-4 являются полезными в качестве комплементарных пояснений и полезными в качестве общих пояснений.

Парк 200 ветроустановок подключается к электросети 206 переменного тока через точку 204 общего присоединения, которая также упоминается как PCC. Электросеть 206 переменного тока и, соответственно, также точка 204 общего присоединения являются трехфазными, что для упрощения не выделено на фиг. 10; тем не менее, в или после точки 204 общего присоединения, измеряется напряжение U_N электросети, содержащее 3 напряжения u1, u2 и u3. Помимо этого, подаваемый ток I_N идентифицируется в или непосредственно после точки 204 общего присоединения и содержит отдельные компоненты i1, i2 и i3 тока. Эти значения, измеряемые для напряжения U_N электросети и подаваемого тока I_N, идентифицируются непрерывно и вводятся в центральный модуль 208 управления. Центральный модуль 208 управления предоставляется в качестве центрального модуля управления для всего парка 200 ветроустановок. Помимо этого, центральный модуль 208 управления принимает некоторые значения по умолчанию на входе 210 по умолчанию, т.е. заданное значение для напряжения составляющей прямой последовательности, которое должно использоваться в качестве заданного значения фиксирующего напряжения всех ветросиловых установок, и рассматривает ожидаемое падение напряжения на линии между ветросиловой установкой и точкой общего присоединения. Альтернативно, такое значение также может вводиться здесь для каждой из ветросиловых установок 202. Кроме того, предварительно определяются параметры контроллера, а именно разность напряжений, ΔU_t, а также время t_A и t_B первого и второго таймера и приращение реактивной мощности. Кроме того, предварительно определяются эффективный импеданс Z_PCC-WEC и, помимо этого, 2 характеристических карты. Эффективный импеданс Z_PCC-WEC описывает импеданс линии питания между ветросиловой установкой 202 и точкой 204 общего присоединения. Упомянутое значение может быть предварительно определено объединенным образом для каждой линии подключения между ветросиловой установкой 202 и точкой 204 общего присоединения, соответственно, или, в частности, с большими отклонениями для каждой отдельной ветросиловой установки в парке ветроустановок.

Упомянутый импеданс служит для того, чтобы компенсировать падение напряжения на соответствующих линиях, что также упоминается как компенсация падения напряжения в линии, которая фактически является возможной только вследствие значительной степени параллельного подключения отдельных ветросиловых установок в парке. Упомянутый фактор, в частности, представляет собой фактор, который является эффективным в среднем. По этой причине, предпочтительно предлагается учитывать только один импеданс для всего парка.

Центральный модуль 208 управления затем передает 3 заданных значения в ветросиловую установку 202, т.е. реактивную мощность составляющей прямой последовательности, которая должна быть подана, напряжение составляющей прямой последовательности, которое должно задаваться равным выводу ветросиловой установки, и максимальное значение для активной мощности составляющей прямой последовательности, которая должна быть подана.

Эти 3 заданных значения фактически предварительно определены для каждой ветросиловой установки 202, на которую только намекают на фиг. 10.

Эти значения по умолчанию затем вводятся в модуль 212 управления станции, за счет чего косинусоидальный компонент тока составляющей прямой последовательности вычисляется на основе предварительно определенной максимальной активной мощности. Например, упомянутый компонент может вычисляться с помощью следующей формулы:

В соответствии с вышеуказанным, синусоидальный компонент тока составляющей прямой последовательности ветросиловой установки вычисляется с использованием формулы:

Ниже подробно поясняется модуль 212 управления станции в связи с фиг. 13. Модуль 212 управления станции затем выводит заданные значения для тока i1', i2' и i3', которые должны задаваться. Эти токи подаются в блок 214 управления для того, чтобы реализовывать широтно-импульсную модуляцию, и упомянутый блок управления также указывается в качестве PWM на фиг. 10. PWM 214 затем управляет инвертором 216, который принимает его входную энергию в промежуточную схему 218. Как следствие, инвертор 216 работает на основе напряжения, а также называется экспертами "контроллером источника напряжения" (VSC).

Как результат, инвертор 216 выводит ток составляющей прямой последовательности, который подается в объединенную точку 204 общего присоединения, через трансформатор 220 и линию 222 питания в парке. Точка 204 общего присоединения показывает схематичный вид дополнительных подключений 224 для того, чтобы подключать дополнительные ветросиловые установки 202.

Для внутреннего управления ветросиловой установки, в частности, через модуль 212 управления станции, 3 напряжения u1', u2' и u3' идентифицируются на выходе 226 ветросиловой установки или инвертора 216 и вводятся в блок 228 наблюдения состояния, который также указывается в качестве SO1 на фиг. 10. На этой основе, блок 228 наблюдения состояния определяет фазовый угол , который вводится в модуль 212 управления станции. Функциональность блока 228 наблюдения состояния подробно описывается в заявке на патент (Германия) DE 10 2009 031 017 A1. В частности, блок 228 наблюдения состояния описывается на фиг. 4. При этом, напряжение u1, u2 и u3 указывается в качестве входных значений, а фазовые углы - в качестве выходных значений. Следовательно, содержимое упомянутой заявки на патент (Германия) должно рассматриваться в качестве содержимого настоящей заявки. В любом случае, описание блока наблюдения состояния согласно фиг. 4 из заявки на патент (Германия) должно быть частью настоящей заявки. Заявка (США) 13/381302 существует вместе с заявкой на патент (Германия).

Соответственно, центральный модуль 208 управления измеряет напряжения и полный ток в точке 204 подключения парка ветроустановок.

Настройка центрального модуля 208 управления проиллюстрирована на фиг. 11. Соответственно, напряжения u1, u2 и u3, измеряемые в точке 204 общего присоединения, и токи i1, i2 и i3, измеряемые в ней, также представляют собой входные измерения для центрального модуля 208 управления. Упомянутые напряжения и токи являются мгновенными значениями и вводятся в блок 230 вычисления, который также указывается в качестве модуля 1.1 на фиг. 11.

На основе введенных токов и напряжений, которые измеряются в точке 204 общего присоединения, например, с частотой дискретизации 5 кГц, блок 230 вычисления вычисляет подаваемую активную и реактивную мощность P и Q, а также ток I и напряжение составляющей прямой последовательности. Фактически известно разбиение трехфазной системы (к примеру, в этом случае, трехфазного напряжения согласно способу симметричных компонентов) на составляющую прямой последовательности и составляющую обратной последовательности. Вычисление в этом блоке 230 вычисления, например, может выполняться так, как описано в заявке на патент (Германия) 10 2011 084 910.6 в связи с фиг. 3.

Блок 232 оценки, который также указывается в качестве модуля 1.2 на фиг. 11, вычисляет или оценивает на основе значений, измеряемых в точке 204 общего присоединения, или на основе значений, извлеченных из них, напряжение, которое должно ожидаться на зажимах ветросиловой установки, т.е. напряжение составляющей прямой последовательности на зажимах ветросиловой установки, в частности, на выходе 226 инвертора 216. С этой целью, используются напряжение составляющей прямой последовательности в точке общего присоединения, ток I и фазовый угол . Кроме того, требуется эффективный импеданс Z_PCC-WEC между точкой общего присоединения и ветросиловой установкой, который заранее определен, и вводится в центральный модуль 208 управления и в блок 232 оценки. Фактически рассматривается падение напряжения на линии подключения между ветросиловой установкой и точкой общего присоединения. Это падение напряжения учитывается или компенсируется. Идентифицированное и вычисленное напряжение составляющей прямой последовательности в ветросиловой установке представляет собой оценку для эквивалентного, т.е. для предполагаемого виртуального напряжения.

Блок 234 управления, также указываемый на фиг. 11 в качестве модуля 1.3, представляет собой важный элемент центрального модуля 208 управления. Ниже подробно поясняется упомянутый блок 234 управления в связи с фиг. 12. В любом случае, он принимает напряжение составляющей прямой последовательности ветросиловой установки в качестве входного значения (), а также несколько параметров контроллера, т.е. и заданное значение напряжения ветросиловой установки.

Блок 234 управления выводит напряжение составляющей прямой последовательности ветросиловой установки, фактически ретранслирует значение и выводит заданное значение для реактивной мощности составляющей прямой последовательности, который должен быть подан через ветросиловую установку . Кроме того, блок 234 управления выводит timer2, который требуется посредством блока 236 расчета чувствительности и передается в упомянутый блок расчета чувствительности. Блок 236 расчета чувствительности также указывается в качестве модуля 1.4 на фиг. 11.

Блок 236 расчета чувствительности определяет чувствительность энергосети на основе значений, вычисленных в блоке 230 вычисления на основе измерений в точке общего присоединения. Вычисление проводится с использованием следующих формул:

Разность, которая применяется в качестве основы для упомянутого вычисления, означает значения, которые принадлежат различным моментам времени, и, соответственно, эти вычисленные значения применяются в качестве основы, что вытекает из временного интервала значения timer2, в частности, в то время, когда timer2 имеет значение 0, и в то время, когда timer2 имеет свое максимальное значение, что описывается посредством следующих формул:

Следовательно, значение timer2=0 описывает значения, которые записаны или определены непосредственно, до того как задан или запущен timer2.

Соответственно, блок 236 расчета чувствительности выводит чувствительности энергосети, т.е. относительно изменения активной мощности или реактивной мощности, т.е. и .

В завершение, предусмотрен блок 238 хранения характеристических карт, который также указывается в качестве модуля 1.5 на фиг. 11.

Упомянутый блок 238 хранения характеристических карт принимает активную мощность и реактивную мощность и чувствительность энергосети в качестве входных сигналов. Помимо этого, характеристические карты вводятся и сохраняются в нем, т.е. в качестве результата ранее проведенного анализа энергосети. Следовательно, блок 238 хранения характеристических карт содержит чувствительность энергосети в качестве значений, которые заранее записаны и сохранены в характеристических картах, т.е. в 2 характеристических картах, и в качестве текущих значений для текущей рабочей точки, что вытекает из текущего значения подаваемой активной мощности и текущего значения подаваемой реактивной мощности. Здесь, 2 чувствительности энергосети сравниваются надлежащим образом, т.е. заранее сохраненная с текущей записанной, т.е. из анализа энергосети с текущей рабочей точки и из анализа энергосети с для текущей рабочей точки.

Предпочтительно, граница стабильности также сохраняется здесь, и расстояние от текущей рабочей точки до границы стабильности идентифицируется. Если текущая рабочая точка меньше предварительно определенного расстояния до границы стабильности, и/или если имеется существенное отклонение чувствительности, которая должна ожидаться, т.е. заранее записанной чувствительности энергосети от текущей идентифицированной чувствительности энергосети, которая сохраняется в характеристических картах, уменьшается максимальная активная мощность P_maxWEC, которая должна быть подана. Упомянутое значение выводится, соответственно, в блоке 238 хранения характеристических карт.

Блок 234 управления (модуль 1.3) подробно описывается на фиг. 12, также в смысле блок-схемы последовательности операций способа. На этапе S1, напряжение составляющей прямой последовательности ветросиловой установки сравнивается с соответствующим заданным значением, т.е. . Напряжение составляющей прямой последовательности в ветросиловой установке является виртуальным напряжением, которое определено посредством блока 232 оценки согласно измеренному напряжению в точке общего присоединения и с учетом эффективного импеданса. На упомянутом этапе S1 сначала анализируется то, находится или нет упомянутое виртуальное напряжение в пределах 240 допусков. Здесь, пределы 240 допусков представляют собой пределы, допустимые отклонения которых около предварительно определенной разности напряжений ΔU_t выше или ниже заданного значения напряжения.

Если напряжение, например, превышает пределы допусков во время t₁, запускается первый timer1.

Затем измеряется время, которое проходит до момента t2 времени, когда напряжение возвращается в пределы 240 допусков. Аналогичная процедура является возможной, если напряжение выходит за пределы допусков вниз, как указано на графике, на этапе 1.

Логический этап S2 описывает режим работы timer1. Этапы S1 и S2 и дополнительные этапы, описанные ниже, фактически осуществляются одновременно, а также могут осуществляться одновременно. Таким образом, упомянутые этапы S1 и S2 описывают частичные функции либо частичные процессы или функциональности блока 234 управления.

Этап S2 поясняет то, что timer1 увеличивается с приращениями до тех пор, пока он не превысит значение t_A. В упомянутом случае, в котором превышается значение, timer1 задается равным 0, и контур ускорения, описанный на этапе S2, запускается снова. Если напряжение в пределах допусков возвращается до того, как timer1 превышает значение t_A, timer1 снова задается равным 0 и остается равным 0 до тех пор, пока напряжение снова не выйдет за пределы 240 допусков. Более ничего не инициируется.

Тем не менее, если timer1 превышает значение t_A, предварительно определенная реактивная мощность изменяется внезапно или на один шаг, что поясняется на этапе S3. Следовательно, разность реактивной мощности составляющей прямой последовательности предварительно определяется, если разность превышает значение ΔU_t или меньше значения -ΔU_t. Соответственно, задается разностное значение реактивной мощности составляющей прямой последовательности или соответствующее отрицательное значение . Предварительно определенное значение реактивной мощности составляющей прямой последовательности для ветросиловой установки затем на основе текущего значения изменяется на разностное значение, т.е. увеличивается на один шаг, если напряжение выходит за пределы 240 допусков вверх, либо снижается на один шаг, если напряжение выходит за пределы 240 допусков вниз. Это показано в уравнении на этапе S4. Следовательно, значение является величиной шага.

Посредством изменения реактивной мощности ветросиловой установки на один шаг, дополнительно инициируется timer2. Это проиллюстрировано посредством этапа S5 для примера, в котором реактивная мощность составляющей прямой последовательности ветросиловой установки увеличивается на шаг . Соответственно, это применимо и к снижению. Timer2 увеличивается в цикле до тех пор, пока упомянутое увеличение реактивной мощности на один шаг не завершено. Если timer2 превышает сравнительное значение t_B, он выводится в timer2, так что он может быть дополнительно использован в блоке 236 расчета чувствительности. Цикл для timer2 проиллюстрирован на этапе S6.

Предлагается ожидать timer2 любой ценой до того, как снова может изменяться реактивная мощность. Таким образом, в течение этого периода, реактивная мощность не уменьшена на один шаг.

Блок 234 управления выводит, в числе прочего, заданное значение напряжения, и затем используется посредством ветросиловых установок в качестве , соответственно.

Помимо этого, выводится реактивная мощность составляющей прямой последовательности ветросиловой установки, которая должна задаваться и при необходимости изменяться, так что в итоге она может выводиться посредством центрального модуля 208 управления и передаваться в соответствующий модуль 212 управления станции, как показано на фиг. 10.

Следовательно, блок 234 управления указывает специальный гистерезисный контроллер времени простоя, который имеет значения и в качестве параметров. Таймеры имеют такой смысл и преимущество, что активация этапа для увеличения или снижения реактивной мощности проводится только в том случае, если timer1 достигает значения t_A. Если напряжение возвращается в пределы 240 допусков ранее, выход за пределы допусков не оказывает влияния на управление. Тем не менее, если timer1 достигает значения t_A, активируется увеличение или снижение реактивной мощности на один шаг, и запускается timer2. Затем необходимо ожидать до тех пор, пока timer2 не достигнет значения t_B.

Упомянутый гистерезисный контроллер, который описывается в блоке 234 управления, направлен на недопущение, в сочетании с модулем 212 управления станции, того, что внутреннее управление ветросиловой установки становится нестабильным, если напряжение точки общего присоединения используется в качестве фактического значения. Помимо этого, необходимо не допускать то, что параметры управления напряжением, которые используют реактивную мощность ветросиловой установки или парка ветроустановок в качестве регулируемой переменной, становятся нестабильными.

Блок 234 управления (или модуль 1.3) реализует математические функции, которые также могут использоваться в местах, помимо центрального модуля 208 управления (центрального модуля 1), т.е. в модуле 212 управления станции отдельных ветросиловых установок. Другие входные данные, в частности данные измерений, затем приводят к различным заключениям, т.е. к различным результатам.

Модуль 212 управления станции, несколько из которых предоставляются в парке ветроустановок, в частности, выполняет некоторые вычисления, как пояснено на фиг. 13. Косинусоидальный компонент тока составляющей прямой последовательности ветросиловой установки затем вводится в упомянутый модуль 212 управления станции. Кроме того, вводится напряжение или виртуальное напряжение составляющей прямой последовательности ветросиловой установки, а также реактивная мощность . (которая должна задаваться) составляющей прямой последовательности ветросиловой установки. Два упомянутых значения проводятся, соответственно, через элемент 242 или 244 задержки первого порядка и затем идут в блок 246 расчета синусоидального компонента. В блоке 246 расчета синусоидального компонента синусоидальный компонент тока, который должен задаваться для составляющей прямой последовательности ветросиловой установки, вычисляется согласно нижеприведенной формуле:

На основе косинусоидального и синусоидального компонента тока, который должен задаваться, амплитуда тока , который должен задаваться для составляющей прямой последовательности, и его угол затем вычисляются в блоке 248 расчета полного тока, как показано в блоке 248, т.е. посредством формулы:

В завершение, в последующем блоке 250 расчета отдельных токов, 3 отдельных фазных тока, которые должны задаваться (i1', i2' и i3'), вычисляются посредством показанных уравнений, и результат выводится в модуль 212 управления станции и передается в PWM-блок 214 согласно фиг. 10. Соответственно, токи вычисляются посредством следующих уравнений:

Таким образом, компоненты тока определяются посредством модуля 212 управления станции по отдельности для каждой ветросиловой установки 202 на основе значений, которые централизованно предварительно определены посредством центрального модуля 208 управления. В показанном примере, угол зависит от конкретного измерения на выходе конкретной ветросиловой установки и в силу этого индивидуализирован для ветросиловой установки.

Кроме этого, совместная доля косинуса получается в результате управления мощностью ветросиловой установки. Таким образом, элементы 242 и 244 задержки первого порядка составляют фильтры. Упомянутые фильтры параметрически регулируются в блоке 234 управления.

Следовательно, управление ветросиловой установкой ограничивает мощность и за счет этого, при необходимости, подробнее ток значением .

1. Способ управления парком (200) ветроустановок, содержащим несколько ветросиловых установок (202), чтобы подавать электроэнергию в электросеть (206) переменного тока в точке (204) общего присоединения (PCC), содержащий этапы, на которых:

- подают трехфазный ток в точке (204) общего присоединения,

- идентифицируют напряжение (U_N) электросети в точке общего присоединения,

- сравнивают напряжение (U_N) электросети, которое идентифицировано в точке (204) общего присоединения, с по меньшей мере одним предварительно определенным заданным значением,

- определяют заданные значения для ветросиловых установок (202) в зависимости от сравнения, выполняемого для того, чтобы удовлетворять критерию стабильности в точке (204) общего присоединения,

- передают упомянутые определенные заданные значения в модули (212) управления станций отдельных ветросиловых установок (202), и

- генерируют электрический ток в каждой из ветросиловых установок (202) в зависимости от предварительно определенных заданных значений для объединенной подачи в точке (204) общего присоединения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что:

- ток (I_N), подаваемый в точке (204) общего присоединения, идентифицируется и измеряется, в частности, в точке (204) общего присоединения,

- идентификация подаваемого тока (I_N), идентификация напряжения (U_N) электросети в точке (204) общего присоединения, сравнение напряжения (U_N) электросети, идентифицированного в точке (204) общего присоединения, по меньшей мере с одним предварительно определенным заданным значением и/или определение заданных значений выполняется посредством центрального модуля (208) управления,

- заданные значения определяются в зависимости по меньшей мере от одного переменного критерия стабильности, при этом критерий стабильности, в частности, зависит от состояния энергосети для энергосети (206) переменного тока в точке (204) общего присоединения и/или реактивной мощности, подаваемой посредством парка (200) ветроустановок, и/или активной мощности, подаваемой посредством парка ветроустановок.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что:

- заданные значения определяются на основе разбиения на составляющую прямой последовательности и составляющую обратной последовательности согласно способу симметричных составляющих и что заданные значения являются значениями составляющей прямой последовательности, т.е.:

- по меньшей мере одной реактивной мощностью соответствующей ветросиловой установки (202), которая должна быть подана и связана с составляющей прямой последовательности,

- по меньшей мере одним выходным или фиксирующим напряжением соответствующей ветросиловой установки (202), которая связана с составляющей прямой последовательности, и/или

- по меньшей мере одной активной мощностью соответствующей ветросиловой установки (202), которая должна быть подана и связана с составляющей прямой последовательности, в частности максимальной активной мощностью , которая должна быть подана.

4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что:

- граница стабильности вычисляется и сохраняется для управления, в частности она сохраняется в центральном модуле (208) управления в качестве характеристической карты.

5. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что:

- активная мощность Q_WEC, которая должна быть подана, и реактивная мощность P_WEC, которая должна быть подана, ограничены, и соответствующие заданные значения определяются и передаются в средства управления станцией.

6. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что:

- параметры точки (204) подачи в энергосеть извлекаются из измерений для точки (204) подачи в энергосеть, в частности из идентификации напряжения и/или тока для того, чтобы оценивать характеристики энергосети (206) переменного тока.

7. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что:

- чувствительности энергосети записываются и сохраняются в течение ранее проведенного анализа энергосети, и текущие чувствительности энергосети идентифицированы для текущей рабочей точки и управления, в частности, тем что по меньшей мере одно заданное значение предварительно определено и изменено в зависимости от сравнения текущей чувствительности энергосети с заранее записанными чувствительностями энергосети, в частности, тем что заданное значение для активной мощности, которая должна быть подана, уменьшается, если в результате сравнения отклонение превышает или меньше предварительно определенного порогового значения (ΔU_t).

8. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что:

- заданное значение для реактивной мощности, которая должна быть подана, и/или активной мощности, которая должна быть подана, внезапно изменяется, и/или на основе реакции напряжения энергосети (206) в точке (204) общего присоединения текущая чувствительность энергосети определяется на основе некоторого (или упомянутого) внезапного изменения.

9. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что:

- гистерезисный контроллер используется для того, чтобы предварительно определять заданные значения, и/или по меньшей мере одно из заданных значений изменяется, если по меньшей мере одна переменная состояния в энергосети (206) удовлетворяет предварительно определенному критерию, в частности напряжению электросети в точке (204) общего присоединения, т.е. превышает или меньше предварительно определенного порогового значения или превышает значение предварительно определенного порогового значения или выходит за пределы допусков, и предварительно определенное время простоя истекло после этого, и переменная состояния продолжает удовлетворять предварительно определенному критерию.

10. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что:

- импеданс по меньшей мере одной линии питания от ветросиловой установки (202) до точки (204) общего присоединения учитывается при указании заданных значений, если должно рассматриваться падение напряжения, которое должно ожидаться на линии питания.

11. Парк (200) ветроустановок с несколькими ветросиловыми установками (202), причем парк (200) ветроустановок управляется с помощью способа по пп. 1-10.

12. Парк (200) ветроустановок по п. 11, отличающийся тем, что:

- парк (200) ветроустановок содержит центральный модуль (208) управления, и каждая ветросиловая установка (202) парка (200) ветроустановок содержит модуль (212) управления станции, при этом центральный модуль (208) управления подготовлен с возможностью предоставлять в модули (212) управления станций предварительно определенные заданные значения для реактивной мощности и/или активной мощности, которая должна быть подана.

13. Парк (200) ветроустановок по одному из пп. 11 или 12, отличающийся тем, что:

- в точке (204) общего присоединения предусмотрено отношение короткого замыкания (SCR)<4 (предпочтительно <2, еще более предпочтительно <1,5).

14. Ветросиловая установка (202) для формирования электроэнергии из ветра, отличающаяся тем, что:

- ветросиловая установка (202) подготовлена с возможностью использоваться в парке (200) ветроустановок по одному из пп. 11-13 и, в частности, содержит соответствующий модуль (212) управления станции, чтобы принимать заданные значения из центрального модуля (208) управления парка (200) ветроустановок.