CN103109085A - 风力发电站的控制 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种用于控制风力发电站的方法，风力发电站包括操作性地连接到发电站集电电网的多个风力涡轮机，方法包括下列步骤：提供期望功率基准信号；确定风力发电站的功率生产，并响应于功率生产来产生实际功率基准信号；比较期望功率基准信号与实际功率基准信号，并执行下列步骤中的一个：1）如果所期望功率基准信号超出实际功率基准信号，则在风力涡轮机功率基准的产生当中应用第一滤波特征；或2）如果实际功率基准信号超出期望功率基准信号，则在风力涡轮机功率基准的产生当中应用第二滤波特征；其中第一滤波特征不同于第二滤波特征。本发明还涉及一种发电站控制器，一种风力发电站和一种计算机程序产品。

Description

风力发电站的控制

技术领域

本发明涉及一种用于控制包括多个风力涡轮机的风力发电站的方法。而且本发明涉及一种用于执行本发明的方法的控制器并涉及一种风力发电站。

背景技术

风力涡轮机和风力发电站（也被称为风电场或风场）作为在环境上安全和相对廉价的替代能源而受到更多的关注。由于这一增长的兴趣，做出相当大的努力来发展可靠和有效的风力发电站。

风力涡轮机通常包括具有多个叶片的转子。转子安装到位于塔的顶部上的外壳或机舱。风力涡轮机可具有大转子（例如，长度为40米或更多）。此外，塔一般高至少60米。这些转子上的叶片将风能转换成驱动一个或多个发电机的旋转扭矩或力。风力涡轮机被配置成提供可变量的功率。可将多个风力涡轮机聚集成被配置为提供可变量的功率的风力发电站。风力发电站一般还包括能够与多个风力涡轮机通信以调节由每个风力涡轮机产生的功率的量的发电站控制器。风力发电站还可包括分站设备，该分站设备例如是以例如STATCOM、电容器组的形式的补偿设备。

发明内容

来自风力发电站的功率可由耦合在风力发电站和电网之间的公共点处或附近的电网计（grid meter）来测量。可以将由电网计测量的功率与所请求的功率进行比较。例如，由于对风力涡轮机或风力发电站的其它设备的保护，这样的功率请求可源自电网准则、公用网络、消费者或源自监控风力发电站的SCADA网络。

在某些情况下，例如在增加电网频率或通常对电网上的功率的低要求的情况下，如果风力涡轮机所有者没有以全容量发电的许可，则为了让风力发电站产生预知的功率，向风力发电站提供指令以减载其输出，即，降低来自风力发电站的功率生产（power production）。

风力发电站可被布置成通过使用第一功率控制设置来处理减载指令，第一功率控制设置包括关于风力发电站中的每个风力涡轮机的能力的信息。在第一功率控制设置中，关于个体风力涡轮机的有功功率的能力的信息包括最大设置点，最大设置点等于风力涡轮机的标称功率。第一控制设置的缺点是当减载来自风力涡轮机的输出的指令被从发电站控制器发送到风力涡轮机时，在风力涡轮机已实际上能够相应地减小其输出功率之前发生了延迟。在一些风力发电站处，这个延迟是不可接受的或不被允许的。

为了克服第一功率控制设置的上述缺点，风力发电站可被布置成通过使用第二功率控制设置来处理减载指令，第二功率控制设置也包括关于风力发电站中的每个风力涡轮机的能力的信息。在第二功率控制设置中，关于个体风力涡轮机的有功功率的能力的信息包括最大设置点，该最大设置点被设置为等于风力涡轮机的可获得功率（取决于当前的风速）。该第二功率控制设置的益处是，当风力发电站接收降低输出功率的指令时，风力发电站大体上立即作出反应。然而，第二功率控制设置具有的缺点在于因为生产可能由于功率设置点未被更新而损失。如果自最后的功率设置点被风力涡轮机接收以来风速增加，则风力涡轮机不能增加其对当前可获得功率的生产。而且，第二功率控制设置可引起在风力涡轮机的部件（例如叶片、主轴、齿轮箱）上的增加的负载。

因此，用于控制风力涡轮机的改进的方法将是有利的，且特别是具有低延迟和高功率输出的控制方法将是有利的。

因此，本发明优选地力图单独地或以任何组合减轻、缓和或消除上述缺点中的一个或多个。特别是，可被看作本发明的目的的是提供一种解决了与功率发电站的反应中的延迟有关和与由于过时的最大允许输出功率所致的损失生产有关的上述问题的用于控制风力发电站的控制方法。

在本发明的第一方面中通过提供一种用于控制风力发电站的方法来得到这个目的和几个其它目的，该风力发电站包括操作性地连接到发电站集电电网的多个风力涡轮机，该方法包括下列步骤：提供期望功率基准信号；确定风力发电站的功率生产，并响应于此来产生实际功率基准信号；比较期望功率基准信号与实际功率基准信号，并执行下列步骤中的一个：1）如果期望功率基准信号超出实际功率基准信号，则在风力涡轮机功率基准的产生当中应用第一滤波特征，或2）如果实际功率基准信号超出期望功率基准信号，则在风力涡轮机功率基准的产生当中应用第二滤波特征，其中第一滤波特征不同于第二滤波特征。因此，根据本发明的方法提出比较期望功率基准信号与实际功率基准信号，并根据该比较来使用适当的滤波特征。在此，可根据期望功率基准信号是大于还是小于实际功率基准信号来使用优化的控制。如果风力发电站接收到将输出减载到实际功率基准信号之下的指令，则使用第二滤波特征，而在风力发电站未被约束的情况下使用第一滤波特征。

有利地，第一滤波特征包括实质上对应于风力涡轮机的标称功率的最大设置点曲线。这在没有来自例如公用电网的要求风力涡轮机的输出小于其标称功率的外部输入的意义上对应于风力涡轮机的不受约束的控制。

而且，第二滤波特征包括取决于风力涡轮机所产生的实际功率的最大设置点曲线；有利地，第二滤波特征的最大设置点曲线取决于风力涡轮机在预定量的时间上产生的平均实际功率。可替代地，第二滤波特征包括对应于风力涡轮机的可获得功率的最大设置点曲线。这些是致使可以在接收到减载指令时使风力涡轮机快速作出反应从而可以立即启动从风力发电站输出的功率的减小的示例。

典型地，第一滤波特征和第二滤波特征都包括取决于盛行风速（prevailing wind speed）的最小设置点曲线。

如果实际功率基准信号等于期望功率基准信号，本发明的方法可在风力涡轮机功率基准当中应用第一滤波特征。可替代地，如果实际功率基准信号等于期望功率基准信号，本发明的方法可在风力涡轮机功率基准当中应用第二滤波特征。

滤波特征的设置点可与下列中的一个或多个有关：风力涡轮机有功功率、风力涡轮机无功功率、风力涡轮机电网电压、风力涡轮机功率因数和风力涡轮机电网频率。因此，从发电站控制器发送到个体风力涡轮机的所选择的滤波特征给出与上述特性中的一个或多个有关的设置点；当这样的设置点被发送到风力发电站内的所有风力涡轮机时，下列项中的一个或多个被控制：风力发电站有功功率、风力发电站无功功率、风力发电站电压、风力发电站功率因数和风力发电站频率。

在第二方面中，本发明涉及一种被布置成实现本发明的任一方法的风力发电站控制器。在第三方面中，本发明涉及一种包括操作性地连接到发电站集电电网的多个风力涡轮机的风力发电站，该风力发电站被布置成实现本发明的方法。

在第四方面中，本发明涉及一种适合于使包括至少一个处理器的发电站控制器系统能够根据本发明的第一方面来控制风力发电站的风力涡轮机的计算机程序产品，该至少一个处理器具有与其相关联的数据存储装置。

本发明的该第四方面特别地但非排他性地在以下方面是有利的：本发明可由使发电站控制器或SCADA系统能够执行本发明的第一方面的操作的计算机程序产品实现。因此，设想的是，可以通过将计算机程序产品安装在发电站控制器上或SCADA系统上来将现有的发电站控制器或SCADA系统改变为根据本发明来操作。可在任何种类的计算机可读介质（例如基于磁性或光学的介质）上或通过基于计算机的网络（例如互联网）来提供这样的计算机程序产品。

应注意，术语“实际功率”指实际产生的功率，而术语“期望功率”指从风力发电站期望或请求的功率。实际功率和期望功率可与有功功率和/或无功功率有关。

本发明的第一方面、第二方面、第三方面和第四方面中的每个可与其它方面中的任意组合。根据下文中描述的实施例，本发明的这些和其它方面将变得清楚，并且并基准这些实施例来阐明本发明的这些和其它方面。

附图说明

现在将仅通过示例的方式参考附图来解释本发明，其中

图1是风力发电站的示意图；

图2是示出在第一控制设置中的第一滤波特征的示例的曲线图；

图3是根据第一控制设置的风力发电站控制的示意图；

图4是示出当使用第一控制设置时的发电站输出的曲线图；

图5是示出在第二控制设置中的第二滤波特征的示例的曲线图；

图6是根据第二控制设置的风力发电站控制的示意图；

图7是示出当使用第二控制设置时的减小的发电站输出的曲线图；

图8是示出当使用根据第二滤波特征的第二控制设置时的生产损失的曲线图；

图9是示出当使用第三控制设置时的减小的生产损失的曲线图；

图10是根据本发明的方法的流程图；以及

图11是示出当使用用于控制根据本发明的风力涡轮机的方法时没有出现生产损失的曲线图。

在全部附图中，同样的附图标记指示同样的元件。

具体实施方式

图1是包含多个风力涡轮机以及以STATCOM 2和电容器组3的形式的补偿设备的风力发电站10的示意图。风力涡轮机和补偿设备通过电线连接到公共耦合点12。在风力涡轮机和公共耦合点之间的电线以及在补偿设备和公共耦合点之间的电线可包括开关，以便使风力涡轮机和补偿设备分别与公共耦合点断开。用于测量来自风力发电站的功率生产的电网计被布置成靠近公共耦合点12。来自电网计14的输出被输入到发电站控制器15。发电站控制器15还例如从SCADA网络或公用网络接收关于来自风力发电站10的期望功率输出的信号。关于来自风力发电站10的期望输出的其它输入可由电网准则或消费者产生。来自监控风力发电站的SCADA网络的发电站基准可以例如由于对风力涡轮机或风力发电站的其它设备的保护。

发电站控制器15被布置成根据关于来自风力发电站10的期望输出的信号来确定期望功率基准信号。发电站控制器15随后向风力涡轮机1和补偿设备2、3（由图1中的箭头所示）提供控制信号，以便使风力发电站提供期望输出。该测量和控制通常被实质上连续地执行。

图2是示出在第一控制设置中的第一滤波特征20的示例的曲线图。第一滤波特征是限制用于来自风力涡轮机的有功功率的量的设置点的有功功率限制函数。在顶部，有功功率设置点被限制到风力涡轮机的标称功率。风力涡轮机的标称功率也表示风力涡轮机的额定功率。风力涡轮机的标称或额定功率是其最大功率。然而，这个上限可持续较短的时间段增加，其中风力涡轮机被高估。标称功率对于一风力涡轮机可以是例如2MW，且是来自该风力涡轮机的最大可能的输出。因此，在该限制之上的设置点不应被发送到风力涡轮机。有功功率设置点也被限制到最小设置点，其是风力涡轮机由于负载约束而应接收的最小设置点。该最小设置点取决于实际风速。最小功率的一个示例可以从图2中看到，其中最小设置点在零风速和风速V1之间是恒定的，且其中它从风速V1开始基本上线性地增加。位于针对给定风速的最大设置点和最小设置点之间的设置点在有效的功率设置点区域内。图5的曲线图的阴影区域指示在有效的功率设置点区域外部的区域。

图3是根据第一控制设置的风力发电站的示意图。图3示出具有若干个风力涡轮机1的风力发电站10。每个风力涡轮机1从发电站控制器15接收在可能的设置点范围上的滤波特征20，使得没有风力涡轮机1可被设置成在针对给定风速的有效的设置点区域外部的设置点处操作。来自多个风力涡轮机1的功率在公共耦合点15处被输出到电网。在公共耦合点处的来自多个风力涡轮机的该输出功率是来自风力发电站的输出功率；电网计14测量该风力发电站输出，并将测量结果输入到发电站控制器15。发电站控制器15此外从例如公用设施、消费者、SCADA系统、频率控制、贸易或系统保护接收基准输入18。发电站控制器根据基准输入18与来自电网计14的输入之间的差异来确定误差。该误差因此是基准功率和实际上产生的功率之间的差异。发电站控制器15使用该误差来执行控制，以便确定用于风力发电站10内的工作的风力涡轮机1的设置点，其中考虑了个体风力涡轮机1的当前能力并确保所有的风力涡轮机可接收仅在如滤波特征20所定义的有效设置点区域内的功率设置点。所执行的控制可以乘以增益因子。控制器15随后将得到的设置点在风力发电站10内工作的风力涡轮机1当中分配。

图4是示出当使用第一控制设置时的发电站输出的曲线图，即，风力发电站10的风力涡轮机1的最大设置点是风力涡轮机1的标称功率。该曲线图示出从时刻零一直到时刻t1恒定在值PPSP1处的合计的发电站设置点24。PPSP1可例如对应于风力发电站10中正在生产的风力涡轮机1的数量乘以个体涡轮机1的标称功率。在时刻t1，风力发电站输出被约束，且合计的最大发电站功率设置点24相当大地降低到值PPSP2。来自风力发电站的可获得功率被示为曲线21。从时刻零一直到时刻t1，风力发电站10未被约束，且来自风力发电站10的输出功率等于来自风力发电站的可获得功率21。在时刻t1，风力发电站10变得被约束到值PPSP2。从图4中可看到，值PPSP1明显高于来自风力发电站的可获得功率21。当风力发电站10被约束到值PPSP2时，发电站控制器将减载指令发送到风力涡轮机1中的一个或多个。然而，因为发电站控制器15从等于合计的发电站设置点PPSP1（其对应于个体风力涡轮机的合计标称功率）的设置点开始，在风力发电站开始作出反应之前花费一些时间，这是由于根据基准输入18与来自电网计14（见图3）的输入之间的误差的确定来控制风力发电站10的事实，且因为用于个体风力涡轮机1的设置点的斜坡式下降从风力涡轮机1的标称功率开始。在风力发电站10的功率输出的实际斜坡式下降开始之前（对应于时刻t1+△T，即，在合计的功率输出设置点23与来自风力发电站的可获得功率24之间的跨越），这导致时间延迟△T结果。虚曲线23指示从用于个体风力涡轮机1的设置点斜坡式下降得到的来自风力发电站10的合计的功率输出设置点。

风力发电站实际产生的有功功率由22表示。从时刻零到时刻t1，即，当风力发电站10未被约束时，来自风力发电站的有功功率22等于可获得功率。在时刻t1，当约束被强加在风力发电站输出上时，来自风力发电站的有功功率仍然等于可获得功率，直到时刻t1+△T，来自风力发电站的实际功率输出的斜坡式下降从时刻t1+△T开始。在时刻t2，来自风力发电站的有功功率22达到被约束的发电站设置点PPSP2。

图5是示出在第二控制设置中的第二滤波特征30的示例的曲线图。第二滤波特征是限制来自风力涡轮机的有功功率的量的设置点的有功功率限制函数。与在第一控制设置中的一样，有功功率设置点被限制到最小设置点，最小设置点是风力涡轮机由于负载约束而应接收的最小设置点。这个最小设置点取决于实际风速。从图5中可看到，最小设置点在零风速和风速V1之间是恒定的，且它从风速V1开始基本上线性地增加。根据第二控制设置，有功功率在顶部被限制到风力涡轮机的可获得功率。可获得功率取决于在风力涡轮机处的实际风速。根据第二控制设置，在这个可获得功率之上的设置点不应被发送到风力涡轮机。对于给定风速位于最大设置点和最小设置点之间的设置点在有效的功率设置点区域内。图5的曲线图的阴影区域指示在有效的功率设置点区域外部的区域。

图6是根据第二控制设置的风力发电站控制的示意图。图6示出具有若干个风力涡轮机1的风力发电站10。每个风力涡轮机1从发电站控制器15接收在可能的设置点范围上的滤波特征20，使得没有风力涡轮机1可被设置成对于给定的风速在有效的设置点区域外部的设置点处工作。来自多个风力涡轮机1的功率在公共耦合点15处被输出到电网。在公共耦合点处的来自多个风力涡轮机的这个输出功率是来自风力发电站的输出功率；电网计14测量这个风力发电站输出，并将测量结果输入到发电站控制器15。发电站控制器15此外从例如公用设施、消费者、SCADA系统、频率控制、贸易或系统保护来接收基准输入18。发电站控制器根据基准输入18与来自电网计14的输入之间的差异来确定误差。该误差因此是基准功率和实际上产生的功率之间的差异。发电站控制器15将该误差与增益因子相乘，并在考虑个体风力涡轮机1的当前能力并确保所有的风力涡轮机只接收在如滤波特征20所定义的有效设置点区域内的功率设置点的情况下，将得到的设置点在风力发电站10中的所有工作的风力涡轮机1当中分配。图3和图6的发电站控制之间的差异在于不同的滤波特征20、30：根据滤波特征20的最大设置点是风力涡轮机的标称功率，而根据滤波特征30的最大设置点是风力涡轮机的可获得功率。滤波特征30的益处是，相比于如果滤波特征20用于风力涡轮机输出的情况，当风力发电站10接收到约束生产的指令时，风力发电站10明显更快地对约束作出响应。这将结合图7来更详细地描述。

图7是示出当使用第二控制设置时的发电站输出的曲线图。根据第二控制设置，风力发电站10的个体风力涡轮机1的最大设置点是风力涡轮机1的可获得功率。为了便于从第一控制设置和第二控制设置得到的发电站输出之间的比较，来自图4的发电站设置点24、有功功率曲线22以及合计的功率输出设置点23在图7中重复。来自风力发电站的可获得功率被示为曲线21，且风力发电站的功率设置点由曲线25指示；曲线25对应于在时刻零和时刻t1之间的发电站可获得功率的曲线21。在时刻t1，风力发电站输出被约束到值PPSP2，这由在时刻t1的曲线25到水平线25的延续来指示。风力发电站实际上产生的有功功率由26表示。

根据第二控制设置，风力发电站10的最大设置点被设置为来自风力发电站的可获得功率21。来自风力发电站的可获得功率21取决于在个体风力涡轮机1处的风速，并对应于来自工作的风力涡轮机1的可获得功率的和。

在时刻t1，风力发电站输出被约束，且合计的最大发电站设置点25被降低到值PPSP2。从时刻零一直到时刻t1，风力发电站10未被约束，且来自风力发电站10的输出功率等于来自风力发电站的可获得功率21。在时刻t1，风力发电站10被约束到值PPSP2。

从时刻零到时刻t2，即，当风力发电站10未被约束时，来自风力发电站的有功功率26等于可获得功率。在时刻t2，当约束被强加在风力发电站输出上到值PPSP2时，发电站控制器将减载指令发送到风力涡轮机1中的一个或多个。因为发电站控制器15从等于可用发电站功率的设置点出发，风力发电站实质上立即开始作出反应。在时刻t3，从风力发电站10输出的有功功率26到达被设置在值PPSP2处的被约束的风力发电站设置点（在时刻t1之后的曲线25）。

时间差△T1指示在第一控制设置下和第二控制设置下工作的风力涡轮机之间的响应时间的差异。△T1因此指示当第二控制设置被使用时反应时间的提高。

图8是示出当使用根据第二滤波特征的第二控制设置时的生产损失的曲线图。当通过第二控制设置控制风力发电站时，在输出功率上进行约束的情况下的反应时间与风力发电站由第一控制设置控制的时候相比明显更小。然而，存在与第二控制设置有关的一些缺点。当发电站控制器10将有功功率设置点（其被限制到个体风力涡轮机1的当前可获得功率）发送到风力涡轮机1时，在风力涡轮机1接收到新的更新的有功功率设置点之前花费一些时间。如果风速在来自发电站控制器10的两个有功功率设置点之间的这个时间增大，则风力涡轮机1被迫接受老的有功功率设置点，该老的有功功率设置点不允许风力涡轮机1产生与当前可获得功率一样多的功率。因此，直到风力涡轮机1接收到新的更新的有功功率设置点为止，其实质上削减和放掉有功功率生产。而且，由于来自发电站控制器和SCADA系统的通信和扫描延迟以及返回延迟，个体风力涡轮机1所接收的任何有功功率设置点在它被风力涡轮机接收时已经是老的了。上述内容在图8中示出，其中曲线21指示来自风力发电站的可获得功率，且阶梯式曲线27指示风力发电站的功率设置点。黑区域表示损失的生产。

应注意，在可获得功率等于标称功率的有利的风力条件下，没有由于过时的功率设置点而引起的损失生产的问题。而且，当风力增加时，损失生产的问题也不出现。然而，损失生产的问题相当严峻，并可能由于第二控制设置的使用而总计达大约损失可获得生产的大约5%。

图9是示出当使用第三控制设置时的减小的生产损失的曲线图。T曲线21指示来自风力发电站的可获得功率，而阶梯式曲线28指示来自风力发电站的功率设置点。来自风力发电站的功率设置点被设置为大于风力发电站可获得功率的值。曲线28上的值可例如对应于在可获得功率之上的某个百分比，例如可获得功率的105%，或对应于可获得功率之上的绝对值，例如“可获得功率加上几个100kW”。

如在图8中的，黑区域表示损失的生产。图8和图9的可获得功率曲线21是相同的。可看到，与第二控制设置比较，当第三控制设置被使用时，损失的功率的量明显减小。

图10是根据本发明的方法100的流程图。方法100是用于控制风力发电站10的方法，风力发电站10包括在公共耦合点12处操作性地连接到发电站集电电网的多个风力涡轮机1。该方法在步骤101开始并继续到步骤102，其中提供了期望功率基准信号。期望功率基准信号对应于来自风力发电站10的期望输出，例如作为下列项中的一个或多个的结果：电网代码、公用网络、消费者或来自监控风力发电站的SCADA网络，例如由于对风力涡轮机或风力发电站的其它设备的保护。在随后的步骤102，确定风力发电站10的功率生产，且响应于所确定的功率生产来确定实际功率基准信号。例如通过电网计14（见图1）来执行风力发电站10的功率生产的确定。在随后的步骤103中，将期望功率基准信号与实际功率基准信号比较，且确定功率基准信号是否超过实际功率基准信号。这种情况对应于图1中的发电站控制器15所确定的误差是正的情况。如果是这种情况，则该方法继续到步骤105，其中在风力涡轮机的产生当中应用第一滤波特征。在相反的情况下，即，如果实际功率基准信号超出期望功率基准信号，对应于发电站控制器15所确定的误差是负的情况，则在风力涡轮机功率基准的产生当中应用第二滤波特征。第一滤波特征不同于第二滤波特征。

作为示例，第一滤波特征包括大体上对应于风力涡轮机的标称功率的最大设置点曲线，而第二滤波特征包括取决于风力涡轮机所产生的实际功率或风力涡轮机的可获得功率的最大设置点曲线。因此，如果风力发电站产生比所需量小的功率（对应于正误差），则发电站控制器将发送出对应于第一滤波特征的设置点，即，在图2中的有效功率设置点区域内的设置点。然而，如果风力发电站产生多于所需量的功率（对应于负误差），则发电站控制器发送出对应于第二滤波特征的设置点，例如在对应于第二控制设置的图5中的有效功率设置点区域内、在取决于风力涡轮机在预定量的时间上产生的平均实际功率的最大设置点曲线之下或在对应于第三控制设置的有效功率设置点区域内的设置点。

因此，误差的符号被考虑，使得当不存在减载指令时，风力发电站根据第一滤波特征来控制风力涡轮机，对应于风力涡轮机被最初设计的方式，由此，消除了关于第二控制设置或第三控制设置的使用的副效应（即，生产的损失、增加的负载、增加的纵向运动行为（pitching activity））。一般，这将是主要的情况。然而，当接收到减载指令时，发电站控制器立即改变控制策略，在风力涡轮机功率基准的产生当中应用第二滤波特征，例如在对应于第二控制设置的图5中的有效功率设置点区域内，在取决于风力涡轮机在预定量的时间上产生的平均实际功率的最大设置点曲线之下或在对应于第三控制设置的有效功率设置点区域内。通过控制策略的立即改变，使用第一控制策略的缺点，即，在风力发电站开始对减载指令作出反应之前的时间延迟可明显减轻。因此，考虑误差的符号使减轻不同控制设置的缺点变得可能。

第一滤波特征和第二滤波特征都包括取决于盛行风速的最小设置点曲线。

图11是示出当使用根据本发明的用于控制风力发电站的方法时没有生产损失出现的曲线图。曲线21指示来自风力发电站的可获得功率，而水平线29指示风力发电站的功率设置点。一般，风力发电站的功率设置点对应于风力涡轮机的数量乘以其标称功率。如果风力发电站包括具有不同的标称功率的不同型号的风力涡轮机，则风力发电站的功率设置点对应于每种型号的风力涡轮机的数量乘以相应型号的标称功率之后的和。如在图8和图9中的，黑区域表示损失的生产。然而，从图11中可看到，不存在黑区域，说明当使用用于控制根据本发明的风力发电站的方法时，解决了损失的生产的问题。

本发明可以以任何适当的形式来实现，包括硬件、软件、固件或这些的任何组合。本发明或本发明的一些特征可被实现为在一个或多个数据处理器和/或数字信号处理器上运行的计算机软件。本发明的实施例的元件和部件可以用任何适当的方式物理地、功能地或逻辑地实现。事实上，可在单个单元中、在多个单元中或作为其它功能单元的部分来实现功能。因此，本发明可在单个单元中实现，或可物理地和功能地分布在不同的单元和处理器之间。

虽然结合特定的实施例描述了本发明，并非旨在将本发明限制到本文阐述的特定形式。相反，本发明的范围仅由所附权利要求限制。在权利要求中，术语“包括”不排除其它元件或步骤的存在。此外，虽然个体特征可被包括在不同的权利要求中，但是这些特征可能被有利地组合，且包括在不同的权利要求中并不意味着特征的组合不是可行的和/或有利的。此外，单数提及并不排除多个。因此，对“一个”、“一种”、“第一”、“第二”等的提及并不排除多个。此外，在权利要求中的附图标记不应被解释为限制范围。

Claims (13)

1.一种用于控制风力发电站的方法，所述风力发电站包括操作性地连接到发电站集电电网的多个风力涡轮机，所述方法包括下列步骤：

-提供期望功率基准信号，

-确定所述风力发电站的功率生产，并响应于所述功率生产来产生实际功率基准信号，

-比较所述期望功率基准信号与所述实际功率基准信号，并执行下列步骤中的一个：

1）如果所述期望功率基准信号超出所述实际功率基准信号，则在风力涡轮机功率基准的产生当中应用第一滤波特征，

或

2）如果所述实际功率基准信号超出所述期望功率基准信号，则在所述风力涡轮机功率基准的所述产生当中应用第二滤波特征；

其中所述第一滤波特征不同于所述第二滤波特征。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一滤波特征包括大体上对应于所述风力涡轮机的标称功率的最大设置点曲线。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述第一滤波特征包括取决于盛行风速的最小设置点曲线。

4.根据权利要求1到3中的任一项所述的方法，其中，所述第二滤波特征包括取决于由所述风力涡轮机生产的实际功率的最大设置点曲线。

5.根据权利要求4所述的方法，其中，所述第二滤波特征的最大设置点曲线取决于由所述风力涡轮机在预定量的时间上生产的平均实际功率。

6.根据权利要求1到3中的任一项所述的方法，其中，所述第二滤波特征包括对应于所述风力涡轮机的可获得功率的最大设置点曲线。

7.根据权利要求1到6中的任一项所述的方法，其中，所述第二滤波特征包括取决于盛行风速的最小设置点曲线。

8.根据权利要求1到7中的任一项所述的方法，其中，如果所述实际功率基准信号等于所述期望功率基准信号，则在所述风力涡轮机功率基准当中应用所述第一滤波特征。

9.根据权利要求1到7中的任一项所述的方法，其中，如果所述实际功率基准信号等于所述期望功率基准信号，则在所述风力涡轮机功率基准当中应用所述第二滤波特征。

10.根据权利要求2到9中的任一项所述的方法，其中，所述设置点与下列项中的一项或多项有关：风力涡轮机有功功率、风力涡轮机无功功率、风力涡轮机电压、风力涡轮机功率因数和风力涡轮机频率。

11.一种被布置成执行权利要求1到10中的任一项所述的方法的风力发电站控制器。

12.一种包括操作性地连接到发电站集电电网的多个风力涡轮机的风力发电站，所述风力发电站被布置成执行权利要求1到10中的任一项所述的方法。

13.一种计算机程序产品，其适合于使包括至少一个处理器的发电站控制器系统能够根据权利要求1到10中的任一项所述的方法来控制风力发电站的风力涡轮机，所述至少一个处理器具有与其相关联的数据存储装置。

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