Способ ввода электрической мощности в сеть электроснабжения

Использование: в области электротехники. Технический результат – обеспечение стабилизации сети электроснабжения. Электрическая мощность (Р) вводится в сеть (2) электроснабжения посредством ветроэнергоцентра (112), причем ветроэнергоцентр (112) вводит мощность в сеть (2) электроснабжения от соединительной сети (4) через трансформатор (6), и первая соединительная сеть (4) имеет напряжение соединительной сети, а сеть (2) электроснабжения имеет напряжение сети электроснабжения. Ввод мощности осуществляют в зависимости от виртуально измеряемого напряжения (U_VIRТ) и в качестве виртуально измеряемого напряжения (U_VIRТ) вычисляют напряжение точки (12) виртуального измерения, причем точка (12) виртуального измерения находится в трансформаторе (6) и виртуально измеряемое напряжение (U_VIRТ) в точке (12) виртуального измерения вычисляют из по меньшей мере одного из: напряжения соединительной сети, тока (I) трансформатора, мгновенной вводимой мощности (Р) и мгновенной вводимой реактивной мощности (Q), и при этом вычисление осуществляют в зависимости от по меньшей мере одного из: сопротивления (R) и реактивности (X) трансформатора (6) или его части. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

Настоящее изобретение относится к способу для ввода электрической мощности посредством ветроэнергоцентра в сеть электроснабжения. Кроме того, настоящее изобретение относится к ветроэнергоцентру, который осуществляет такой способ или предназначен для осуществления такого способа.

Известен ввод электрической мощности в сеть электроснабжения с помощью ветроэнергоцентра. При этом обычно за основу берется ветроэнергоцентр, как схематично представлено на фиг. 2, который включает в себя несколько ветроэнергетических установок в соответствии со схематичным представлением на фиг. 1.

Для такого ветроэнергоцентра также известно его использование для поддержания сети электроснабжения, в которую он вводит мощность. Ветроэнергоцентр, таким образом, эксплуатируется не только таким образом, что он вводит максимальную мощность в сеть электроснабжения, в так называемом параллельном режиме работы сети, но и что он может корректировать свой ввод мощности по типу и количеству таким образом, чтобы могло обеспечиваться поддержание сети электроснабжения. Такой способ известен, например, из заявки США 10/490896.

В настоящее время ветроэнергоцентры все чаще используются также для поддержания сети. Хотя эту тенденцию в принципе можно только приветствовать, существует опасность того, что многие ветроэнергоцентры, вводящие мощность и работающие в режиме стабилизации, могут работать в сети электроснабжения в непредпочтительной конфигурации с противодействием друг другуи существует возможность возникновения вибрационного состояния. В принципе, такой риск существует также в связи с другими децентрализованными производителями в сети электроснабжения, которым было бы желательно вносить вклад в стабилизацию.

Немецкое ведомство по патентам и товарным знакам в результате поиска по приоритетной заявке выявило следующие источники предшествующего уровня техники: DE 10 2009 030 725 A1, EP 1 802 866 B1 и ЕР 2 551 984 А2.

Таким образом, в основе настоящего изобретения лежит задача решить по меньшей мере одну из указанных выше проблем. В частности, должно быть создано решение, которое способствует повышению стабилизации или по меньшей мере поддержанию стабилизации сети электроснабжения. По меньшей мере, должно быть предложено одно альтернативное решение.

В соответствии с изобретением предлагается способ согласно пункту 1 формулы изобретения. Согласно этомуветроэнергоцентр вводит электрическую мощность в сеть электроснабжения. Ветроэнергоцентр вводит мощность от соединительной сети через трансформатор в сеть электроснабжения. При этом соединительная сеть имеет напряжение соединительной сети, а сеть электроснабжения – напряжение сети электроснабжения. Соединительная сеть может, например, также быть сетью ветроэнергоцентра, соединяющей ветроэнергетические установки ветроэнергоцентра. Трансформатор может образовывать точку ввода или располагаться в точке ввода, через которую ветроэнергоцентр вводит мощность в сеть электроснабжения.

Ввод мощности осуществляется в зависимости от виртуального измеренного напряжения. При вводе мощности, таким образом, по меньшей мере для некоторых аспектов, опираются на эти виртуальные измеренные напряжения. В качестве виртуального измеренного напряжения вычисляется напряжение виртуальной точки измерения. Соответственно, устанавливается виртуальная точка измерения, которая предпочтительно находится в линии сети электроснабжения, линии соединительной сети или в трансформаторе, и на основе знания топологии вычисляется напряжение в этой виртуальной точке измерения.

Таким образом, измеряют в одном месте, например в соединительной сети на трансформаторе. Кроме того, устанавливается виртуальная точка измерения, которая может лежать, в частности, в желательной точке в сети электроснабжения или в желательной точке в трансформаторе. Виртуальная точка измерения также может лежать в соединительной линии между трансформатором и сетью электроснабжения. Из значений, измеренных в фактической точке измерения, вычисляется тогда напряжение в виртуальной точке измерения, которое тем самым представляет виртуальное напряжение. Это вычисленное таким образом виртуальное измеренное напряжение затем берется за основу при вводе электрической мощности в сеть электроснабжения.

Таким образом достигается то, что в желательной точке, а именно виртуальной точке измерения, определяется напряжение. Преимущество этого подхода состоит в том, что осуществляется по меньшей мере частичная развязка по собственно измерению напряжения. Виртуальное, то есть вычисленное напряжение, меньше зависит от других вводов мощности. Проблемы, которые могут возникать отчасти из-за лишь минимальных отклонений измерения, особенно в связи с регуляторами с I-компонентом, тем самым предотвращаются.

В приведенном примере осуществляется измерение в соединительной сети, т.е., например, в сети ветроэнергоцентра, и за основу может браться значение напряжения в сети электроснабжения в желательном месте. Кроме того, для каждого описанного варианта выполнения в качестве возможности предлагается, что сеть электроснабжения является сетью ветроэнергоцентра.

Согласно одному варианту выполнения предлагается, что виртуальная точка измерения находится в трансформаторе. В частности, там можно рассчитывать на стабильное значение напряжения при этом способе. Ввод мощности может основываться на этом стабильном значении напряжения и, таким образом, также может достигаться более высокая стабильность ввода мощности и, в конечном счете, сети электроснабжения. В частности, такая виртуальная точка измерения в трансформаторе не будет применяться другим ветроэнергоцентром. Тем самым может предотвращаться то, что, например, два ветроэнергоцентра захотят регулировать напряжение в той же самой точке или по меньшей мере в идентичном месте и из-за этого могли бы работать с противодействием друг другу. Таким образом, предотвращается работа с противодействием друг другу упомянутых обоих ветроэнергоцентров при регулировании того же самого напряжения.

Предпочтительно, ветроэнергоцентр вводит мощность от сети среднего напряжения в сеть высокого напряжения, так что соединительная сеть представляет собой сеть среднего напряжения, а напряжение соединительной сети является средним напряжением, и что сеть электроснабжения является сетью высокого напряжения, и напряжение сети электроснабжения является высоким напряжением. При этом ветроэнергоцентр подключается при вводе мощности в эту сеть высокого напряжения на сравнительно высоком сетевом уровне. Соответственно большой является также дальность действия ввода мощности на этот высокий сетевой уровень.

Высокое напряжение находится при этом чаще всего на уровне 110 кВ, причем это также может определяться по-разному в зависимости от конкретных стран. Среднее напряжение находится приблизительно в диапазоне от 1 до 50 кВ. И в этом случае определение для конкретных стран может несколько отличаться.

Согласно одному варианту выполнения предлагается, что виртуальная точка измерения находится в трансформаторе на предопределенном номинальном значении. Оно может предпочтительно находиться в диапазоне примерно 20 кВ.

Если, например, измерение выполняется в сети напряжением 20 кВ, и трансформатор повышает его до 110 кВ, виртуальное напряжение вычисляется по отношению к измеренному напряжению. В качестве примера, виртуальное напряжение могло бы вычисляться из измеренного напряжения 20,2 кВ, включая разность напряжения, а именно, например, как вычисление виртуального трансформаторного отвода 0,7 кВ. Таким образом, виртуальное напряжение в этом примере составляет 20,9 кВ. Применяемый здесь регулятор напряжения работает теперь с виртуальным напряжением 20,9 кВ и номинальным напряжением в упомянутом примере, равным 20 кВ.

Согласно одному варианту выполнения виртуальное измеренное напряжение вычисляется в виртуальной точке измерения из измеренного напряжения, мгновенной вводимой мощности и мгновенной вводимой реактивной мощности, и при этом учитывается соответствующее сопротивление и соответствующая реактивность, которая находится между фактической точкой измерения и виртуальной точкой измерения.

В зависимости от выбора виртуальной точки измерения, это также может быть сопротивлением и реактивностью линии, которая расположена между фактической точкой измерения и виртуальной точкой измерения. В случае необходимости, берется в расчет также сопротивление и реактивность трансформатора. В случае необходимости, может быть достаточным учет только сопротивления или только реактивности, если можно пренебречь одним из обоих.

В качестве измеренных значений могут также приниматься во внимание другие значения, дополнительно, или только одно из, например ток трансформатора, из которого также можно получить мощность и/или реактивную мощность.

В остальном, при измерении и вычислении за основу может браться соответствующее эффективное значение. Однако предпочтительно, чтобы комплексное значение использовалось по меньшей мере для измеренного напряжения и/или вычисленного виртуального напряжения, то есть значение напряжения, соответственно, по амплитуде и фазе. Если принимается во внимание ток, то он тоже может рассматриваться как комплексное значение, то есть по амплитуде и фазе. За счет этого может определяться, при необходимости, активная и реактивная мощность. Следует отметить, что если речь идет о введенной мощности, это означает введенную активную мощность.

В соответствии с одним вариантом выполнения предлагается, что в зависимости от виртуального измеренного напряжения изменяется вводимая мощность и/или вводимая реактивная мощность. Таким образом, предлагается зависимое от напряжения регулирование мощности и/или зависимое от напряжения регулирование реактивной мощности, которое основывается на виртуальном измеренном напряжении.

В соответствии с изобретением предлагается также ветроэнергоцентр, который согласно по меньшей мере одному из вышеописанных вариантов выполнения осуществляет ввод электрической мощности в сеть электроснабжения или подготовлен для такого осуществления. При этом к такой подготовке относится, в частности, то, что ветроэнергоцентр имеет соответствующий блок управления, который управляет вводом мощности в точке ввода, в частности в трансформаторе, и/или может оценивать соответствующие измеренные значения для измеренного напряжения и, возможно, вводимую активную и реактивную мощность. Кроме того или в качестве альтернативы, предусмотрен этот или другой блок управления или вычислительный блок, который может выполнять вычисление виртуального измеренного напряжения. В частности, такой блок управления, в частности блок управления ветроэнергоцентра имеет соответствующий микропроцессор.

Изобретение поясняется ниже более подробно на примерах выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано:

Фиг. 1 - схематично ветроэнергетическая установка в перспективном изображении.

Фиг. 2 - схематично ветроэнергоцентр.

Фиг. 3 и 4 - схематично часть сети электроснабжения, включая общую точку подключения и эквивалентную схему.

Фиг. 5 - схематично оператор вычисления для иллюстрации вычисления виртуального напряжения.

Фиг. 6-8 - три возможные конфигурации подключенного ветроэнергоцентра с различными виртуальными точками измерения.

На фиг. 1 показана ветроэнергетическая установка 100 с мачтой 102 и гондолой 104. На гондоле 104 размещен ротор 106 с тремя роторными лопастями 108 и обтекатель 110. Ротор 106 при работе приводится ветром во вращательное движение и тем самым приводит в действие генератор в гондоле 104.

На Фиг. 2 показан ветроэнергоцентр 112 с тремя примерными ветроэнергетическими установками 100, которые могут быть одинаковыми или разными. Три ветроэнергетические установки 100, таким образом, являются примерными и в принципе возможно любое количество ветроэнергетических установок ветроэнергоцентра 112. Ветроэнергетические установки 100 предоставляют свою мощность, а именно, в частности, выработанный электрический ток через сеть 114 ветроэнергоцентра. При этом соответственно выработанные токи или мощности отдельных ветроэнергетических установок 100 суммируются и чаще всего предусмотрен трансформатор 116, который преобразует с повышением напряжение ветроэнергоцентра, чтобы затем в точке 118 ввода, которая в общем случае также обозначается как PCC, вводить в сеть 120 электроснабжения. Фиг. 2 представляет собой лишь упрощенное представление ветроэнергоцентра 112, на котором, например, не показано устройство управления, хотя, конечно, устройство управления существует. Также, например, сеть 114 ветроэнергоцентра может быть выполнена иначе, например, трансформатор может иметься на выходе каждой ветроэнергетической установки 100, и это лишь еще один из других примеров выполнения.

На фиг. 3 показан в ее верхней части фрагмент сети с точкой ввода, а именно сеть 2 электроснабжения, условно обозначенную соединительную сеть 4 и трансформатор 6 для повышающего преобразования электрического напряжения в соединительной сети 4, т.е. напряжения соединительной сети до напряжения в сети 2 электроснабжения, т.е. напряжения сети электроснабжения. Кроме того, указаны три места измерения или точки измерения, а именно, точка 8 измерения ветроэнергоцентра, сетевая точка 10 измерения и виртуальная точка 12 измерения.

Точка 8 измерения ветроэнергоцентра, которая также может называться точкой измерения стороны ветроэнергоцентра, находится в соединительной сети 4, которая здесь также формирует сеть 4 ветроэнергоцентра, непосредственно перед трансформатором 6. Сетевая точка 10 измерения, которая также может называться точкой измерения сетевой стороны, расположена в сети 2 электроснабжения, непосредственно на трансформаторе 6. С точки зрения сети ветроэнергоцентра или соответственно соединительной сети 4 сетевая точка 10 измерения, таким образом, расположена позади трансформатора 6. Виртуальная точка 12 измерения расположена в принципе в любой точке в сети 4 электроснабжения, в частности, на значительном удалении от сетевой точки 10 измерения. Виртуальная точка измерения является точкой в сети электроснабжения в положении, в котором электрическое напряжение представляет интерес, в частности представляет интерес для опирающегося на него регулирования.

Фиг. 3, а также фиг. 4 показывают виртуальную точку 12 измерения в сети 2 электроснабжения. Однако также для виртуальной точки измерения принимается во внимание положение в трансформаторе 6.

Сетевая точка 10 измерения или трансформатор 6, как таковые, могут обозначаться как общая точка ввода (PCC).

На Фиг. 3 показана, в дополнение к представленному фрагменту сети, включая точку ввода мощности, также эквивалентная схема ESB. Трансформатор 6 представляют эквивалентные компоненты резистор R_T и реактивность X_T. Эквивалентные компоненты R_L и X_L представляют свойство сети 2 электроснабжения для участка от сетевой точки 10 измерения до виртуальной точки 12 измерения. В сетевой точке 10 измерения получается мгновенное напряжение U_act провода, которое в эквивалентной схеме ESB указано в качестве фазного напряжения U_act/√3 относительно нулевого провода N. Кроме того, протекает ток I. В этом отношении здесь используются комплексные значения тока и напряжения. На фиг. 3 показан случай, когда виртуальная точка измерения соответствует фактической точке измерения, здесь также сетевой точке 10 измерения. Виртуальное измеренное напряжение здесь указывается как U*_act. Так как здесь измеренное напряжение и виртуальное напряжение идентичны, справедливо:

U*_act=U_act

Математически это может также быть выражено так, что эквивалентные значения R и X имеют значение 0:

R=X=0

Фиг. 4 иллюстрирует случай, когда виртуальная точка 12 измерения расположена в сети 2 электроснабжения на значительном расстоянии от сетевой точки 10 измерения. Для этого случая виртуальное напряжение U*_act может вычисляться из измеренного напряжения U_act с помощью сопротивления R_L и реактивности X_L сети 2 электроснабжения. При вычислении эти параметры эквивалентной схемы ESB сети 2 электроснабжения для простоты используются без индекса. В следующем уравнении, таким образом, R и X описывают сопротивление и реактивность сети 2 электроснабжения между сетевой точкой 10 измерения и виртуальной точкой 12 измерения. Амплитуда виртуального измеренного напряжения U*_act вычисляется, таким образом, согласно следующему уравнению:

Виртуальное измеренное напряжение U*_act вычисляется, таким образом, из сопротивления и реактивности R и X, а также тока I линии. Ток I линии может быть разделен для этого на реальную и мнимую части и может вычисляться из текущей активной мощности Р_act, введенной реактивной мощности Q_act и текущего измеренного сетевого напряжения U_act:

Вышеуказанная формула вычисления для вычисления виртуального напряжения I*_act исходит, таким образом, из того, что сопротивление R и реактивность Х не равны 0, но меньше, так как их эффекты компенсируется при вычислении виртуального измеренного напряжения U*_act.

Для текущего вычисления значения, в частности параметры для сопротивления R и реактивности X, могут использоваться нормированными. В качестве опорной величины или базовой величины для нормировки может, например, за основу браться импеданс Z_Base, который вычисляется из номинального напряжения U_rat и вводимой номинальной активной мощности P_rat в соответствии со следующей формулой:

Виртуальное измеренное напряжение U*_act может, таким образом, определяться для виртуальной точки 12 измерения.

В соответствии с другим вариантом выполнения предлагается, что виртуальная точка 12 измерения находится в трансформаторе 6. Вычисление виртуального измеренного напряжения U*_act может тогда выполняться рациональным образом, как приведено выше для виртуальной точки 12 измерения в сети 2 электроснабжения, причем должны применяться сопротивление R’ и реактивность X’ для соответствующей части, то есть соответствующий части витков трансформатора 6.

Значения для сопротивления R или R’ и реактивности X и X’ могут быть определены путем измерения или определяются из знания базовой топологии. Вычисление из измеренных значений также принимается во внимание, в частности, для виртуальной точки измерения в трансформаторе.

Фиг. 5 иллюстрирует определение виртуального измеренного напряжения U_VIRT на основе функционального блока 50. Этот функциональный блок 50 требует в качестве входных параметров соответствующее сопротивление R и соответствующую реактивность X и в качестве измеренных значений для опорной точки или точки измерения текущую вводимую реактивную мощность Q, текущую вводимую активную мощность P и текущее приложенное напряжение U. В общем, виртуальное измеренное напряжение U_VIRT является функцией этих обоих параметров и этих трех измеренных значений:

Вычисленное таким образом виртуальное напряжение U_VIRT может быть использовано в качестве фактического (IST) значения для регулирования напряжения, которое получает опорное напряжение U_ref в качестве заданного значения и на этой основе вычисляет регулирующую величину, а именно, в частности, вводимый реактивный ток.

На Фиг. 6-8 показаны различные конфигурации для подключения ветроэнергоцентра, включая предлагаемое виртуальное измерение напряжения. В соответствии с фиг. 6 центральный блок FCU управления ветроэнергоцентра осуществляет измерение в соединительной сети 4 с точки зрения ветроэнергоцентра 112 перед трансформатором 6. Виртуальная точка 12 измерения находится здесь в трансформаторе 6. Кроме того, трансформатор может для вычисления виртуального напряжения представляться по существу с помощью показанной эквивалентной схемы из последовательного соединения индуктивного компонента X_Trafo и омического компонента R_Trafo.

В показанной конфигурации особенно важен локальный участок 602 сети 2 электроснабжения, который имеет схематично показанные генератор G и потребитель V, которые репрезентативно показаны для различных компонентов. Локальный участок 602, наконец, соединен через линию 604 с остальной частью 606 сети 2 электроснабжения.

Конструкция согласно фиг. 7 соответствует фиг. 6, причем виртуальная точка 12 измерения находится в области соединительной линии 608, которая расположена между трансформатором 6 и локальным участком 602 сети 2 электроснабжения. Здесь соединительная линия 608 является доминирующей, по меньшей мере ею нельзя пренебрегать, так что здесь виртуальная точка 12 измерения может выбираться, как показано на чертеже. Измерение осуществляется с помощью блока FCU управления ветроэнергоцентра, по отношению к ветроэнергоцентру 112, позади трансформатора 6.

В соответствии с конфигурацией на фиг. 8 не предусмотрен локальный участок 602, по меньшей мере представлен как не являющийся важным. Виртуальная точка 12 измерения помещена здесь в трансформатор 6, и измерение осуществляется с помощью блока FCU управления ветроэнергоцентра, с точки зрения ветроэнергоцентра 112, за трансформатором 6 и перед линией 604, которая образует соединение с сетью 2 электроснабжения или с остальной или более удаленной частью 606 сети 2 электроснабжения.

На Фиг. 6-8, таким образом, ясно показано, что виртуальная точка измерения может быть установлена, в зависимости от конкретной топологии, в трансформаторе или в некотором положении на линии. Кроме того, фактическое измерение, по отношению к ветроэнергоцентру, может осуществляться перед или после трансформатора. В любом случае, виртуальное напряжение вычисляется на основе измерения, причем для этого вычисления, в частности учитывается вводимый ток, в частности, реактивный ток.

Таким образом, предлагается с помощью компенсации падения напряжения на подводящей линии и/или других компонентах в сети вычислять виртуальное напряжение в сети электроснабжения. В частности, в соответствии с одним вариантом осуществления предлагается вычислять таким образом виртуальное напряжение в трансформаторе. Преимущество заключается в том, что осуществляется соответствующая развязка по собственно измерению напряжения.

При компенсации для вычисления требуется задание сопротивления и реактивности, которая должна быть скомпенсирована. Кроме того, принимаются во внимание измеренные величины с соответствующего места измерения. Результатом является напряжение в виртуальной точке измерения. На этом месте затем осуществляют регулирование, то есть, в частности, регулирование ввода мощности, включая любые меры поддержки сети, основанные на этом напряжении в виртуальной точке или этом виртуальном напряжении.

Таким образом, предлагается решение, при котором осуществляется развязка по измерению напряжения. На сетевое напряжение от ветроэнергоцентра оказывает влияние не только именно этот ветроэнергоцентр, но также могут оказывать влияние другие производители или потребители, которые подсоединены к той же или близкой точке сети.

Если в этой ситуации, несколько блоков, то есть, в частности, несколько ветроэнергоцентров, выполняют регулирование напряжения в этой точке сети, в частности, с помощью PI- или PID-регулятора, это может привести к нестабильности технического регулирования. Это может быть вызвано тем, что каждый из этих блоков измеряет малое отклоняющееся сетевое напряжение. Это отклонение может быть обусловлено допусками измерения, которые, в свою очередь, могут зависеть от соответствующего измерительного прибора, от различных методов измерения или сердечников трансформаторов с допусками, что приводится только в качестве нескольких примеров.

Если теперь каждый регулятор, то есть соответствующий регулятор блоков, пытается выполнять регулирование на это напряжение, это может привести к проблемам, которые, в частности, вызваны интегральным компонентом (I-компонентом). Каждое еще такое малое отклонение рано или поздно будет интегрировано посредством интегрального компонента до существенного значения.

Для решения этой проблемы, в частности, предлагается осуществить развязку по измеренному сетевому напряжению, соответственно, в любой подходящей форме, и для этого в соответствии с изобретением предложено применение виртуальной точки измерения. Вычисление виртуальной точки измерения, то есть напряжение в виртуальной точке измерения, осуществляется посредством электротехнического вычисления линии или трансформатора. При этом исходят из этого компонента, то есть линии или трансформатора омическо-индуктивного компонента. Соответствующая формула уже упоминалось выше для вычисления виртуального измеренного напряжения U*_act.

Теперь посредством применения виртуальной точки измерения, то есть вычисленного в ней напряжения, в качестве фактического измерения напряжения для регулирования применяется не действительное измеренное напряжение, а сумма фактического напряжения и падения напряжения омическо-индуктивного компонента, то есть трансформатора или линии. Это падение напряжения соответственно вычисляется из параметров для R и X из введенного тока I ветроэнергоцентра, т.е. из тока, протекающего через соответствующий компонент.

Если теперь посредством регулирования напряжения вводится больший реактивный ток, что указывается в качестве примера, это имеет влияние на фактическое напряжение и в то же время на падение напряжения на линии или трансформаторе. Реальное фактическое измеренное напряжение, таким образом, отчасти развязывается.

Виртуальное напряжение, таким образом, является функцией, которая зависит от значений Uist, Pist и Qist. С этим пересчитанным (виртуальным) напряжением теперь может применяться, в частности, PI-регулятор напряжения.

1. Способ ввода электрической мощности (Р) посредством ветроэнергоцентра (112) в сеть (2) электроснабжения, причем

- ветроэнергоцентр (112) вводит мощность в сеть (2) электроснабжения от соединительной сети (4) через трансформатор (6), и соединительная сеть (4) имеет напряжение соединительной сети, и сеть (2) электроснабжения имеет напряжение сети электроснабжения,

- ввод мощности осуществляют в зависимости от виртуально измеряемого напряжения (UVIRТ) и

- в качестве виртуально измеряемого напряжения (U_VIRТ) вычисляют напряжение точки (12) виртуального измерения,

- причем точка (12) виртуального измерения находится в трансформаторе (6) и

- виртуально измеряемое напряжение (U_VIRТ) в точке (12) виртуального измерения вычисляют из по меньшей мере одного из:

- напряжения соединительной сети,

- тока (I) трансформатора,

- мгновенной вводимой мощности (Р) и

- мгновенной вводимой реактивной мощности (Q),

и при этом вычисление осуществляют в зависимости от по меньшей мере одного из:

- сопротивления (R) и

- реактивности (X)

трансформатора (6) или его части.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительная точка (12) виртуального измерения

- находится в линии сети (2) электроснабжения,

- находится в линии соединительной сети (4) или

- находится в подводящей линии между трансформатором и сетью электроснабжения.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что точка (12) виртуального измерения

- устанавливается на предопределенное номинальное значение, предпочтительно в диапазоне приблизительно 20 кВ.

4. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что

- напряжение сети электроснабжения является высоким напряжением, которое составляет приблизительно 110 кВ, и/или

- напряжение соединительной сети является средним напряжением, которое составляет приблизительно 20 кВ.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что виртуально измеряемое напряжение (U_VIRТ) в точке (12) виртуального измерения дополнительно вычисляют из по меньшей мере одного из:

- напряжения соединительной сети,

- тока (I) трансформатора,

- мгновенной вводимой мощности (Р) и/или

- мгновенной вводимой реактивной мощности (Q),

и вычисление осуществляют в зависимости от по меньшей мере одного из:

- сопротивления (R) и

- реактивности (X)

линии между фактической точкой (10) измерения и точкой (12) виртуального измерения.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что

- точка (12) виртуального измерения расположена в трансформаторе (6),

- в точке виртуального измерения часть витков трансформатора (6) является эффективной, и электротехническое положение точки измерения определяют через отношение числа этих эффективных витков к общему числу витков трансформатора (6),

- для вычисления виртуально измеряемого напряжения (U_VIRТ) в этой точке виртуального измерения в качестве параметра за основу принимают сопротивление (R) и реактивность (X) этих эффективных витков, и

- значения для этого сопротивления (R) и этой реактивности (X) эффективных витков вычисляют из сопротивления и реактивности всего трансформатора (6) и отношения числа эффективных витков к общему числу витков трансформатора (6).

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в зависимости от виртуально измеряемого напряжения (U_VIRТ)

- вводимую мощность (Р) увеличивают или уменьшают, и/или

- вводимую реактивную мощность (Q) увеличивают или уменьшают.

8. Ветроэнергоцентр (112),

содержащий:

- несколько ветроэнергетических установок (100), выполненных с возможностью предоставления мощности (P) через соединительную сеть (4, 114),

- трансформатор (6, 116), преобразующий с повышением напряжение ветроэнергоцентра, для ввода электрической мощности (P) в точке (118) ввода в сеть (2, 120) электроснабжения,

причем ветроэнергоцентр (112) выполнен с возможностью осуществления ввода мощности (P) способом по любому из предыдущих пунктов.