DE102012002691A1

DE102012002691A1 - Verfahren zum Bereitstellen einer Windenergieanlage

Info

Publication number: DE102012002691A1
Application number: DE201210002691
Authority: DE
Inventors: Stefan Heczko; Philipp Degenhardt; Matthias Bartsch; Thomas Korzeniewski
Original assignee: Powerwind GmbH
Current assignee: POWERWIND LTD., IN
Priority date: 2012-02-10
Filing date: 2012-02-10
Publication date: 2013-08-14

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bereitstellen einer zum Einspeisen elektrischer Leistung an einem Anschlußbereich des Netzes vorgesehenen Windenergieanlage anhand von Konstruktionsdaten für die Windenergieanlage, wobei man wenigstens eine Eigenschaft des Netzes anhand einer über eine vorgegebene Dauer an dem Netzanschlußbereich durchgeführten Messung ermittelt und man die Konstruktionsdaten wenigstens zum Teil in Abhängigkeit der so ermittelten Netzeigenschaft bestimmt.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bereitstellen einer zum Einspeisen elektrischer Leistung an einem Anschlußbereich des Netzes vorgesehenen Windenergieanlage anhand von Konstruktionsdaten für die Windenergieanlage.
Derartige Verfahren sind bekannt. Soll nämlich eine Windenergieanlage beispielsweise neu errichtet werden, ergeben sich Vorgaben für den Anlagenkonstrukteur und -betreiber, die letztendlich vom Anlagenkonstrukteur anhand von Konstruktionsdaten umzusetzen sind. Ein Teil dieser Vorgaben ergibt sich beispielsweise aus den im Hoheitsgebiet, in welchem die Anlage aufgestellt werden soll, geltenden Normen, beispielsweise die EN 50160 (Norm für die Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen, März 2000). Des Weiteren wird in der Regel auch der Netzbetreiber weitergehende Informationen zur Verfügung stellen, etwa über an das Netz angeschlossene Verbraucher und Grundlastkraftwerke. Diese vom Betreiber des Netzes bereitgestellten Informationen können auch Abschätzungen über die erwarteten Netzeigenschaften bei simulierter Maximal- oder minimaler Belastung des Netzes enthalten.
Es hat sich jedoch herausgestellt, daß trotz bestmöglicher Umsetzung dieser Vorgaben und Informationen in den zum Bereitstellen der Windenergieanlage herangezogenen Konstruktionsdaten immer wieder Windenergieanlagen bereitgestellt werden, die nach Inbetriebnahme im Netzanschlußbereich hinsichtlich der Anpassung an das Netz Probleme aufzeigen – bis hin zu der Gefahr von Beschädigungen und vorzeitigem Verschleiß der Anlage.
Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, ein verbessertes Verfahren zum Bereitstellen einer Windenergieanlage anzugeben.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß dadurch gelöst, daß man wenigstens eine Eigenschaft des Netzes anhand einer über eine vorgegebene Dauer an dem Netzanschlußbereich durchgeführte Messung ermittelt und man die Konstruktionsdaten wenigstens zum Teil in Abhängigkeit der so ermittelten Netzeigenschaft bestimmt.
Die anhand solcher Konstruktionsdaten bereitgestellte Windenergieanlage kann somit für ein Betriebsverhalten anhand realer standortspezifischer Anforderungen ausgelegt werden, da die an dem Netzanschlußbereich tatsächlich herrschenden Netzbedingungen ermittelt werden und in die bereitgestellte Windenergieanlage einfließen.
Grundsätzlich kann es sich bei der ermittelten Netzeigenschaft um eine unmittelbar meßbare Eigenschaft des Netzes wie die Spannung, die Netzimpedanz und/oder die Netzfrequenz handeln. Besonders bevorzugt betrifft die Netzeigenschaft den Verlauf der Versorgungsspannung U_C. Alternativ oder kumulativ läßt sich auch eine aus den bei der Messung erhaltenen Meßdaten abgeleitete Netzeigenschaft ermitteln wie den Netzwinkel, Frequenzänderungen, Phasenwinkelsprünge, Oberschwingungen, Spannungsqualität im Sinne von Spannungsunsymmetrie, Spannungsänderungen, Spannungseinbrüche und/oder Spannungsunterbrechungen.
In einer bevorzugten Ausführungsform betrifft die Netzeigenschaft auch eine aus den Meßdaten statistisch ermittelte Größe wie etwa die Häufigkeit von Spannungseinbrüchen und/oder Spannungsunterbrechungen. Andere, auch heranziehbare Kriterien wären die Häufigkeit von Phasenwinkelstabilitätsverlusten (Loss of Stability – LOS) oder dem Auftreten von Inselnetzbildung (Loss of Mains – LOM).
Die Netzeigenschaft kann desweiteren alternativ oder zusätzlich auch die nach einzelnen Phasen aufgeschlüsselten Meßdaten betreffen, insbesondere auch eine daraus abgeleitete, eine Unsymmetrie der Phasen betreffende Größe.
Des Weiteren kann vorgesehen werden, die Häufigkeit derartiger Ereignisse, beispielsweise von Spannungseinbrüchen und/oder Spannungsunterbrechungen nach Dauer des Einbruchs/der Unterbrechung zu klassifizieren, wenn die oben erläuterte statistische Auswertung betrieben wird.
In diesem Sinne kann eine Netzeigenschaft, aber auch mehrere Netzeigenschaften herangezogen werden. Insbesondere ist auch vorgesehen, eine alle diese genannten Eigenschaften umfassende vollständige Netzanalyse vorzunehmen und die Konstruktionsdaten in Abhängigkeit der Netzanalyse zu bestimmen. Ansonsten können je nach Bedarf die besonders interessanten Netzeigenschaften ausgewählt werden.
Obwohl es als ideal angesehen werden kann, daß sich die vorbestimmte Dauer über wenigstens ein Jahr erstreckt, können wichtige Vorteile der Erfindung bereits durch eine im Bereich von 7 bis 14 Tagen, bevorzugt länger, laufende Messung erhalten werden, etwa eine wenigstens drei Monate, insbesondere wenigstens sechs Monate lang laufende Messung. Hierbei kann auch die Lage der Meßzeit im Kalenderjahr von Interesse sein. So ist es bevorzugt, daß sich die Messung über wenigstens zwei Jahreszeiten, insbesondere wenigstens drei Jahreszeiten, besonders bevorzugt wenigstens vier Jahreszeiten erstreckt. Dem entsprechend kann eine Messung über acht Monate, besonders bevorzugt über wenigstens zehn Monate für eine genauere und ausgewogenere Ermittlung der Netzeigenschaft herangezogen werden.
Insbesondere kann auch vorgesehen werden, die Messung zunächst über einen vergleichsweise kürzeren Zeitraum von beispielsweise zwei Wochen oder einem Monat vorzunehmen, und abhängig von den dabei erhaltenen Meßergebnissen die Konstruktionsdaten bereits zu ermitteln oder die Messung fortzusetzen und die Konstruktionsdaten erst nach Abschluß der nach verlängerter Messung vorliegenden Meßdaten zu bestimmen.
Aus den oben erläuterten, real ermittelten Eigenschaften des Netzes lassen sich somit reale Betriebsanforderungen an die Windenergieanlage ableiten, die genauer und zutreffender sind als die durch Norm oder den Netzbetreiber vorgeschriebenen Bereiche für das Betriebsverhalten der Anlage. Dem kann bei der Bereitstellung der Windenergieanlage insoweit Rechnung getragen werden, daß man die Konstruktionsdaten auf das real zu erwartende Betriebsverhalten der Anlage abstimmt.
Unabhängig voneinander können dann für verschiedene Aspekte des Betriebsverhaltens unterschiedliche Situationen auftreten. So kann zum einen herausgefunden werden, ob daß Netz bezüglich einer Eigenschaft besonders kritische Anforderungen an das Betriebsverhalten stellt. Der davon betroffene Anlagenteil, bzw. die entsprechenden Konstruktionsdaten dieser Teile, können dann hochqualitativ, mit ausreichender Kapazität dimensioniert ausgelegt werden.
Zum anderen kann jedoch auf eine aufwendige und kostspielige Auslegung von den Anlagenteilen der Windenergieanlage dann verzichtet werden, wenn das Betriebsverhalten, für die diese Anlagenteile relevant sind, als im Lichte der Netzqualität stabil angesehen wird.
Mit anderen Worten kann bei der Bereitstellung der Anlage eine Optimierung hin zu geringem konstruktiven Aufwand unter der Nebenbedingung eines einhaltbaren Betriebsverhaltens durchgeführt werden, welches in Abhängigkeit der über die durchgeführte Messung ermittelten Netzeigenschaft bestimmt ist.
Geeignete Verfahren und Meßeinrichtungen zur Durchführung der Messung selbst sind aus dem Stand der Technik gut bekannt, da diese Messungen insoweit durchgeführt werden, um für die Steuerung einer im Betrieb befindlichen Anlage, abhängig von den aktuellen Meßwerten, die Realzeitsteuerung der bereits bereitgestellten Anlage vorzunehmen. Dies ist beispielsweise in der WO 2011/000754 A1 beschrieben, und an dieser Stelle wird hinsichtlich der Meßtechniken und deren Auswertung auf diese Druckschrift Bezug genommen.
Wie oben bereits beschrieben, lassen sich grundsätzlich zahlreiche Aspekte der Konstruktionsdaten aus der vorgenommenen Ermittlung der realen Netzeigenschaft bestimmen. Besonders bevorzugt umfaßt ein in Abhängigkeit der Netzeigenschaft bestimmter Teil der Konstruktionsdaten die Auslegung, insbesondere die Dimensionierung wenigstens einer Komponente der Windenergieanlage und besteht insbesondere darin. Somit kann zwar auch die Steuerung der Anlage mit einbezogen werden, dies jedoch bevorzugt sekundär, indem die Steuerparameter an die Auslegungsparameter der Komponenten angepaßt werden.
Besonders bevorzugt handelt es sich bei der wenigstens einen Komponente um eine dem Generator der Windenergieanlage nachgeschaltete Komponente. So läßt sich die konstruktive Gestaltung des Generators auch unabhängig von den realen Netzdaten festlegen und es wird ein Fixpunkt für die Bereitstellung der Anlage geschaffen.
Hinsichtlich der Komponenten wird weiter bevorzugt, daß die wenigstens eine Komponente der Abnahme von im Fall eines Netzfehlers von der Windenergieanlage erzeugten Überschußleistung dient. In diesem Zusammenhang kann insbesondere ein Ersatzwiderstand ausgelegt und ausreichend groß dimensioniert werden. Die Dimensionierung betrifft dann insbesondere die thermische Kapazität des Ersatzwiderstands, so daß er funktional gesehen zur Überbrückung unterschiedlicher Dauern von Netzfehlern ausgelegt ist. Im weiteren Sinne kann die räumliche Anordnung des Ersatzwiderstands sowie eine Kühlung desselben angepaßt ausgelegt werden.
Besonders bevorzugt ist die wenigstens eine Komponente ein Umrichter oder eine an den Umrichter ankoppelnde Komponente. Dabei wird ausgenutzt, daß sich das elektrische Verhalten der Windenergieanlage zu einem großen Maße allein durch die Auslegung und Steuerung des Umrichters bewerkstelligen läßt. In diesem Zusammenhang wird man insbesondere die Leistungselektronik des Umrichters passend auslegen.
Eine als besonders wichtig angesehene Anforderung an das Betriebsverhalten des Windenergieanlage ist deren Fähigkeit, trotz eines netzseitigen Fehlers nicht vom Netz getrennt zu werden, sondern vielmehr am Netz zu bleiben und insbesondere durch Blindstromeinspeisung zur Stabilität des Netzes beizutragen, das sogenannte Fault Ride Through (FRT). In einer besonders bevorzugten Ausgestaltung des Verfahrens betrifft ein in Abhängigkeit der Netzeigenschaft bestimmter Teil der Konstruktionsdaten die FRT-Eignung der Windenergieanlage.
Insbesondere betreffen die Konstruktionsdaten die Eignung der Windenergieanlage zur Bereitstellung von Blindleistung ins Netz.
Die Konstruktionsdaten können jedoch auch weitere Aspekte berücksichtigen, welche von ihrer Wichtigkeit her gegenüber der oben erläuterten FRT-Eignung nachrangig erscheinen, aber dennoch zu einem verbesserten Gesamtverhalten der Anlage beitragen. So kann beispielsweise ein in Abhängigkeit der Netzeigenschaft bestimmter Teil der Konstruktionsdaten die Ankopplung von elektrischer Leistung verbrauchenden Komponenten der Windenergieanlage an die selbst erzeugte Leistungsbereitstellung und/oder deren unabhängige Energieversorgung betreffen.
Im Folgenden werden einige mögliche Bestimmungen von Konstruktionsdaten für die Bereitstellung der Anlage konkret unter Bezugnahme auf eine Netzeigenschaft erläutert.
Die Betrachtung der Versorgungsspannung U_C wurde bereits angesprochen. Sollte man hier anhand der realen Daten langsame Spannungsänderungen feststellen, die den Standardbetriebsbereich von 90% bis 110% U_C regelmäßig ausreizen, können die Konstruktionsdaten einen erweiterten maximalen im Betriebsbereich von 80% bis 120% U_C vorsehen. Dazu können einzeln Komponenten wie Transformatoren, Hilfslüfter und Motoren (beispielsweise für die Gondeldrehung) mit erweitertem Spannungsbereich ausgelegt und betrieben werden. Alternativ oder zusätzlich könnten größere Umrichtermodule bereitgestellt werden, um die Befähigung zur erhöhten Blindleistungsbereitstellung zu erhöhen.
Im Falle von häufig auftretenden schnellen Spannungsänderungen kann vorgesehen werden, die Hilfslüfter und die Motoren mit einem Frequenzumrichter zu betreiben. Steuerungsmäßig wird eine Anpassung der Regelung von Blind- und Wirkleistungseinspeisung in Betracht gezogen. Auch werden die FRT-Eigenschaften aufgewertet.
Letztere Maßnahmen können auch bei einem häufigen Auftreten von Flicker angewandt werden. Hier wird ein erweiterter maximaler Betriebsbereich der Kurzzeit Flicker-Stärke P_ST von insbesondere 2,0 anstelle von 0,8 und der Langzeit Flicker-Stärke P_LT von insbesondere 1,0 anstelle von 0,2 vorgeschlagen.
Als besonders wichtig wird die Beobachtung von Spannungseinbrüchen angesehen. Hierzu wird an einen maximalen Betriebsbereich beispielsweise im Bereich von 5% der genormten Nennspannung U_N bis 110% U_C gedacht. Insbesondere wird hier die Dimensionierung bereitgestellter Ersatzlasten davon abhängig gemacht, in welchem Zeitfenster sich die Spannungseinbrüche bewegen. Stellt man diesbezüglich beispielsweise fest, daß sich die real auftretenden Spannungseinbrüche im Wesentlichen nur bis zu einer Dauer von etwa beispielsweise 0,5 Sekunden erstrecken, können kleindimensionierte Ersatzlasten bereitgestellt werden. Anders kann es aussehen, wenn häufiger Spannungseinbrüche über längere Zeiträume bis beispielsweise 3,0 Sekunden zu erwarten sind, dann sollte größer dimensioniert werden.
An einen erweiterten Überspannungsschutz, z. B. 90% U_N bis 120% U_C kann gedacht werden, wenn bei dem realen Verhalten des Netzes eine Ausreizung des Standardbetriebsbereichs von 90% bis 110% U_C festgestellt wird. Im Übrigen gelten hinsichtlich der getroffenen FRT-Maßnahmen gleiches wie für die Spannungseinbrüche.
Nimmt man einen Standardbetriebsbereich einer maximalen Ausfallzeit von 10 Minuten an, kann bei Ausreizung desselben im realen Netzverhalten für erweiterte maximale Betriebsbereiche gesorgt werden, beispielsweise bis zu 60 Minuten.
Bei Feststellung von häufig auftretenden Phasenwinkelsprüngen wird neben einer entsprechend standortangepaßten Regelung der Blindleistung-/Wirkleistungseinspeisung wiederum daran gedacht, Hilfslüfter und Motoren mit Frequenzumrichtern zu betreiben.
Bei vergleichsweise häufig auftretendem Loss of Stability kann eine Zusatzeinrichtung zur LOS-Erkennung nebst einer Eignung zur sicheren Abschaltung der Anlage in die Konstruktionsdaten einfließen. Ähnliches gilt bei häufig festgestelltem Loss of Mains.
Wird eine Unsymmetrie der einzelnen Spannungsleiter hinsichtlich Phasenlage und/oder Amplitude häufig festgestellt, ist ebenfalls das Vorsehen eines Frequenzumrichters für den Betrieb der Hilfslüfter und Motoren eine sinnvolle Maßnahme. Im Umkehrschluß kann darauf in den Konstruktionsdaten verzichtet werden, wenn real keine nennenswerten Ereignisse festgestellt werden können. Insbesondere kann im Falle nur geringer Amplitudenunsymmetrien auf eine Symmetrierung mittels des Umrichters verzichtet werden.
Halten sich die ganzzahligen Oberschwingungen bis 2 kHz in ausreichend geringem Maß, wie auch das Auftreten von Zwischenharmonischen, sind bezüglich des Netzoberschwingungsfilters keine besonderen Maßnahmen erforderlich. Anderenfalls wird abgestellt auf den Frequenzbereich eine Anpassung sinnvoll sein.
Dies gilt auch für höherfrequente Oberschwingungen und den Gesamtoberschwingungsgehalt THD (Total Harmonic Distortion) der Versorgungsspannung. Sofern kaum Resonanzen der auf der Versorgungsspannung liegenden Signalspannungen real beobachtet werden, ist des Weiteren ggf. das Vorsehen eines entsprechenden Netzfilters oder einer Netzresonanzverstimmung entbehrlich. Gleiches gilt für die real gemessene Netzimpedanz.
Hinsichtlich der Frequenz sind weitere Maßnahmen kaum erforderlich, sollten sich die real festgestellten Abweichungen eng am Mittelwert eines Standardbetriebsbereichs 47,5 Hz bis 52,5 Hz bewegen. Wird dieser Bereich zu den Grenzen hin jedoch häufiger ausgereizt, findet optional ein erweiterter maximaler Betriebsbereich z. B. von 45 Hz bis 55 Hz Aufnahme in die Konstruktionsdaten. Auch in diesem Fall sollte auf einen Frequenzumrichter für Hilfslüfter und Motoren sowie weiterer ans Bordnetz angeschlossener Aggregate nicht verzichtet werden.
Ähnlich verhält es sich bei festgestellten Frequenzänderungsraten, die einen Standardbetriebsbereich von 2 Hz/s häufig ausreizen. Dann mag ein erweiterter maximaler Betriebsbereich von z. B. 5 Hz/s sinnvoll sein, wie auch der Anschluß der Hilfsgeräte mittels Frequenzumrichter.
In einer weiteren möglichen Ausgestaltung können wenigstens zwei Sätze von Konstruktionsdaten vorgegeben werden, aus denen die zur Bereitstellung der Windenergieanlage herangezogenen Konstruktionsdaten dann in Abhängigkeit der ermittelten Netzeigenschaft ausgewählt werden.
Insbesondere kann auch vorgesehen werden, zu wenigstens zwei Subdatensätzen der Konstruktionsdaten jeweils zwei vorgegebene Subdatensätze bereitzustellen, aus denen die Subdatensätze der für die Bereitstellung der Windenergieanlage herangezogenen Konstruktionsdaten jeweils ausgewählt werden.
Somit können aus Konstruktionsdaten, die einer vom Aufwand her minimalen Windenergieanlage entsprechen, durch gezielte Änderung eines Subdatensatzes erweiterte Konstruktionsdaten für ein besseres oder sichereres Betriebsverhalten der Anlage erhalten werden. Es läßt sich ein Modulpaket für umzusetzende Betriebseigenschaften festlegen, wobei ein einem Subdatensatz entsprechendes Modul in verschiedenen Alternativen bereitgestellt werden kann. Die Bestimmung der Konstruktionsdaten in Abhängigkeit der Netzeigenschaft spiegelt sich dann in einer in Abhängigkeit der Netzeigenschaft gezielt getroffenen Auswahl der einzelnen Module wieder.
Als Bereitstellung einer Windenergieanlage oder auch mehrerer Windenergieanlagen gemäß diesem Verfahren ist zunächst das Errichten einer neuen Anlage beabsichtigt. Es kann aber auch an eine Bereitstellung in Form eines konstruktionsmäßigen Umbaus einer bestehenden Anlage gedacht werden.
Die Erfindung betrifft somit auch das Errichten einer Windenergieanlage an einem einem Anschlußbereich des Netzes zugeordneten Aufstellungsort mit den oben erläuterten Merkmalen des Bereitstellungsverfahrens.
Es ist grundsätzlich möglich, daß nach Kenntnis der realen Netzeigenschaft ein bestmögliches Anlagenbetriebsverhalten nur über Konstruktionsdaten erreichbar ist, deren Umsetzung äußerst aufwendig ist. Um derartige Situationen ggf. im Vorhinein zu Vermeiden, schlägt die Erfindung in einem ergänzenden Aspekt noch ein Verfahren zum Bereitstellen einer zum Einspeisen elektrischer Leistung an einem Anschlußbereich des Netzes vorgesehene Windenergieanlage an einem dem Anschlußbereich zugeordneten Aufstellungsort vor, welches im Wesentlichen dadurch gekennzeichnet ist, daß man wenigstens eine Eigenschaft des Netzes an wenigstens zwei voneinander beabstandeten Stellen des Netzes anhand einer jeweils über eine vorgegebene Dauer an der jeweiligen Netzstelle durchgeführten Messung ermittelt und den Netzanschlußbereich für die bereitzustellende Windenergieanlage in Abhängigkeit der so ermittelten Netzeigenschaft aus einer von diesen wenigstens zwei Netzstellen auswählt.
Auch dieses Verfahren kann hinsichtlich der Netzeigenschaft und der Dauer der Messung entsprechend den oben bereits erläuterten Verfahrensgestaltungen durchgeführt werden.
Bei diesem Verfahrensaspekt wird das erfindungsgemäße Konzept, die Anlagenbereitstellung in Abhängigkeit der am Netzanschlußpunkt herrschenden Netzeigenschaften zu wählen, somit auf den Netzanschluß selbst und ggf. den Aufstellungsort der Anlage erweitert. Des weiteren betrifft die Erfindung die Verwendung einer Meßeinrichtung zu den genannten Zwecken.
Nach einem weiteren Gesichtspunkt der Erfindung wird auch ein Verfahren der eingangs genannten Art für die Bereitstellung einer allgemeinen energieerzeugenden/umwandelnden Anlage, beispielsweise Solaranlagen, Bioenergieanlagen oder auch konventionelle Kraftwerke, als schätzenswertes Verfahren offenbart. Die Erfindung offenbart somit auch allgemein ein Verfahren zum Bereitstellen einer zum Einspeisen elektrischer Leistung an einem Anschlußbereich des Netzes vorgesehenen Anlage anhand von Konstruktionsdaten für die Anlage, dadurch gekennzeichnet, daß man wenigstens eine Eigenschaft des Netzes anhand einer über eine vorgegebene Dauer an dem Netzanschlußbereich durchgeführten Messung ermittelt und man die Konstruktionsdaten wenigstens zum Teil in Abhängigkeit der so ermittelten Netzeigenschaft bestimmt und/oder ein Verfahren zum Bereitstellen einer zum Einspeisen elektrischer Leistung an einem Anschlußbereich des Netzes vorgesehenen Anlage an einem dem Anschlußbereich zugeordneten Aufstellungsort, dadurch gekennzeichnet, daß man wenigstens eine Eigenschaft des Netzes an wenigstens zwei voneinander beabstandeten Stellen des Netzes anhand einer jeweils über eine vorgegebene Dauer an der jeweiligen Netzstelle durchgeführten Messung ermittelt und den Netzanschlußbereich für die bereitzustellende Anlage in Abhängigkeit der so ermittelten Netzeigenschaft aus einer von diesen wenigstens zwei Netzstellen auswählt, nebst den entsprechend weiteren oben angegebenen Verfahrensmerkmalen, falls zutreffend.
Weitere Vorteile, Merkmale und Einzelheiten der Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden Erläuterung der beiliegenden Zeichnungen, von denen
1 das erfindungsgemäße Verfahren in schematischer und symbolischer Weise darstellt,
2 ein Netzfehlerereignis veranschaulicht,
3 ein weiteres Netzfehlerereignis veranschaulicht,
4 ein nochmals weiteres Netzfehlerereignis veranschaulicht,
5 ein nochmals weiteres Netzfehlerereignis veranschaulicht,
6a, b jeweils eine aus Messung abgeleitete Netzeigenschaft veranschaulichen,
7 eine nach Phasen getrennte, aus Messung abgeleitete Netzeigenschaft veranschaulicht,
8 schematisch den Pfad der Energiewandlung einer Windenergieanlage zeigt, und
9a, b jeweils schematisch eine zum Falle der in 6a bzw. 6b veranschaulichten Netzeigenschaft herangezogene Auslegung eines Umrichters zeigen.
In 1 ist das erfindungsgemäße Verfahren in einer abstrakten und symbolischen Weise bildlich veranschaulicht. In dem in 1 rechten Teil der Darstellung ist eine Windenergieanlage 10 zu erkennen, die an einem Netzanschlußpunkt 21, welcher dem Aufstellungsort 31 der Windenergieanlage 10 zugeordnet ist, nach einem vorgegebenen Zeitpunkt t* elektrische Leistung P_el in das Netz 20 einspeist. Sowohl die Windenergieanlage 10 als auch das Netz 20 sind dabei nur schematisch dargestellt.
Im mittleren Bereich von 1 ist schematisch die Bereitstellung der Windenergieanlage 10 dargestellt. Diese findet in der gewählten Ausgestaltung vor dem Beginn der Einspeisung bei t* statt und beginnt beispielsweise bei dem Wert t₀ auf dem Zeitpfeil.
Die Bereitstellung der Windenergieanlage 10 erfordert eine Auslegung der Komponenten der Windenergieanlage sowie deren Verknüpfung und Steuerung. Diese Komponenten sind in der Figur lediglich symbolisch durch den Turm 11, die Gondel 12 und Rotor mit Nabe 13 bildlich veranschaulicht. Obwohl von der Erfindung nicht ausgeschlossen wird, diese bildlich dargestellten mechanischen Bestandteile auf Grundlage der erfindungsgemäßen Konstruktionsdaten bereitzustellen, stehen diese Komponenten lediglich stellvertretend für die Komponenten der Windenergieanlage 10 per se, welche auch die elektromechanischen und elektrischen Bestandteile der Anlage wie deren Steuerung betreffen können. Insbesondere ist an den Umrichter, dessen Leistungselektronik und angekoppelte Bauteile wie etwa auch Ersatzwiderstände gedacht, sowie Hilfsgeräte elektrischer und mechanischer Art.
Durch die vom linken Teil in 1 in den mittleren Bereich von 1 ragenden, von den symbolisch dargestellten Konstruktionsdaten ausgehenden Pfeile wird verdeutlicht, daß die Bereitstellung der Windenergieanlage 10 auf Grundlage dieser Konstruktionsdaten 3 erfolgt, und zwar hinsichtlich der Auslegung der einzelnen Komponenten wie auch deren Verknüpfung und, in Abhängigkeit dieser Auslegungen, deren Steuerung.
In die Konstruktionsdaten 3 und somit in die Bereitstellung der Windenergieanlage 10 fließen eine oder mehrere Netzeigenschaften 2 ein, deren Ermittlung durch Messung am Netzanschlußpunkt 21 mittels einer Meßeinrichtung 1 betrieben wird und die somit das reale Netzverhalten am Anschlußpunkt 21 wiedergeben.
Die Konstruktionsdaten 3 werden somit in Abhängigkeit der durch Messung bestimmten Eigenschaften 2 in einer Weise bestimmt, daß deren konstruktive Umsetzung bei der Bereitstellung der Windenergieanlage 10 ein Betriebsverhalten der Windenergieanlage 10 gestattet, das sich aus den gemessenen Netzeigenschaften abgeleiteten Anforderungen genügt. Da die so herangezogenen Netzeigenschaften keine Schätzungen darstellen, sondern das Realverhalten des Netzes beschreiben, kann unter Beibehaltung der Mindesterfordernisse einhaltenden Betriebsverhalten der Windenergieanlage 10 der konstruktive Aufwand zum Einhalten dieser Anforderungen minimiert werden.
Die Genauigkeit des abgebildeten Realverhaltens des Netzes 20 hängt dabei von der Dauer τ der Messung am Netzanschlußpunkt 21 ab. In dem dargestellten Ausführungsbeispiel beträgt diese Dauer τ ein Jahr, so daß bei der Auswertung der Netzeigenschaften 2 auch saisonale Schwankungen berücksichtigt werden können. Aber auch geringere Messungen gestatten die Bestimmung des Netzverhaltens wenigstens hinsichtlich dessen Schwankungen auf entsprechend kürzeren Zeitskalen und können einen erheblichen Beitrag für die netzangepaßte Konstruktion der Windenergieanlage 10 liefern.
Der Zeitraum der Netzbeobachtung τ kann sich, wie in 1 gezeigt, durchaus auch noch in den zeitlichen Bereich der Bereitstellung der Windenergieanlage 10 hineinziehen, muß aber nicht. Dabei kann berücksichtigt werden, daß einige Komponenten erst zu einem späteren Zeitpunkt ausgelegt, dimensioniert und bereitgestellt werden müssen als andere Komponenten, so daß für die später bereitgestellten oder auszulegenden Komponenten noch ein längerer Meßzeitraum τ genutzt werden kann.
Als Beispiel für die Messungen der Meßeinrichtung 1 am Netzanschlußpunkt 21 ist in 2 die Versorgungsspannung oder Netzspannung V für alle drei Pole L1, L2, L3 des Drehstromnetzes, hier eines Mittelspannungsnetzes, dargestellt. Konkret zeigt 2 einen dreipoligen Spannungseinbruch, der von der Meßeinrichtung 1 erkannt wird. Dabei zeichnet die Meßeinrichtung 1 diesen Netzfehler auf, und charakterisiert mittels der Anzahl der betroffenen Phasen, hier drei, und auch anhand der Dauer des Spannungseinbruchs.
In 3 ist dagegen ein zweipoliger Spannungseinbruch dargestellt, der im Falle eines Auftretens ebenfalls von der Meßeinrichtung 1 erkannt, abgespeichert und entsprechend klassifiziert wird.
In 4 ist als weiteres Beispiel ein einpoliger Spannungseinbruch dargestellt.
Während die in den 2 bis 4 dargestellten Netzfehler nur kurzzeitige Spannungseinbrüche sind, ist in 5 das Beispiel eines kurzzeitigen Spannungsausfalls dargestellt, von dem alle drei Phasen für einen Zeitraum von mehr als drei Sekunden betroffen sind. Hier spricht man dann nicht mehr von einem Spannungseinbruch, sondern bereits von einem Spannungsausfall. Auch diese Ereignisse werden von der Meßeinrichtung 1 erkannt und gespeichert. Dabei kann die Datenabspeicherung durch die Meßeinrichtung 1 derart gestaltet sein, daß vorgesehene Zähler zunächst auf Null gesetzt und bei Auftreten des entsprechenden Ereignisses um 1 hochgesetzt werden. Beispielsweise könnte ein Zähler Spannungseinbrüche aufsummieren, die eine, zwei oder alle drei Phasen betreffen, und die zeitlich nicht länger als 200 ms andauern. Ein anderer Zähler könnte die Spannungseinbrüche von länger als 200 ms, aber nicht höher als 500 ms abdecken. Weitere Zähler können nach Belieben zusätzlich geschaltet werden, in welchen das Zählen der Ereignisse noch nach Phasen getrennt aufgeschlüsselt wird.
Durch Auswertung der Zählerstände am Ende des Meßzeitraums t₂ (in 1) erhält man beispielsweise eine nach Fehlerdauern aufgeschlüsselte Häufigkeit von Netzfehlern, d. h. Spannungseinbrüchen/Spannungsunterbrechungen. Zwei exemplarische Ergebnisse dieser Auswertung sind in den 6a und 6b dargestellt. In 7 ist dagegen dargestellt, wie häufig welche Phase von dem Netzfehler im Meßzeitraum τ betroffen war.
Somit liegen präzise Kenntnisse über die Netzqualität am geplanten Netzanschlußpunkt vor, so daß ein spezifisch auf den Netzanschlußpunkt 21 zugeschnittenes Anforderungsprofil an die Windenergieanlage 10 gestellt werden kann. Entsprechend diesem Anforderungsprofil für das zu leistende Betriebsverhalten der Windenergieanlage 10 werden die Komponenten der Windenergieanlage dann in Form der Konstruktionsdaten 3 passend zu diesem Betriebsverhalten ausgelegt, insbesondere dimensioniert. Dabei können diejenigen Komponenten der Windenergieanlage 10, die gemäß den gemessenen Netzeigenschaften einer besonders starker Belastung ausgesetzt werden, entsprechend aufwendiger mit einem größeren Leistungsbereich ausgelegt und dimensioniert werden, während für andere, weniger stark belastete Komponenten eine konstruktionsmäßig einfache und wenig aufwendige Auslegung genügt.
Dies wird weiter an folgendem Beispiel veranschaulicht:
Zunächst wird dazu anhand von 8 schematisch der Pfad der Energiewandlung einer Windenergieanlage erläutert. In 8 ist dargestellt, wie eine über den Rotor 13 aufgenommene Energie des Windes über ein optionales Getriebe 30 mittels eines Generators 40 in elektrische Energie umgewandelt wird. Dabei erfolgt eine Einspeisung in das allgemeine Versorgungsnetz 20, dem Generator 40 nachgeschaltet, in bekannter Weise über einen Umrichter 50 und einen Transformator 60. In diesem Fall ist der Umrichter 50 als Vollumrichter ausgeführt, welcher zwischen einem generatorseitigen Gleichrichter 52 und einem netzseitigen Wechselrichter 58 noch einen Gleichstromzwischenkreis 54 aufweist. Der in 8 schematisch dargestellte Energiepfad könnte einer Standardausführung für die Konstruktionsdaten einer Windenergieanlage zugrunde liegen – sie stellt den Fluß der elektrischen Leistung schematisch im regulären Betrieb der Anlage, d. h. ohne das Auftreten eines Netzfehlers dar.
In 9a ist schematisch eine Erweiterung der in 8 gezeigten Schaltung abgebildet, in der der Umrichter 50 um Fault-Ride-Through-Komponenten eines ersten Typs FRT I erweitert ist. Diese Komponenten FRT I koppeln an den Gleichspannungszwischenkreis 54 an und weisen dazu eine Ansteuereinheit 55 auf, die im Falle eines Netzfehlers beispielsweise in Form eines Spannungsabfalls angesteuert wird, um der generatorseitig erzeugten elektrischen Leistung bei netzseitig fehlender Lastabnahme einen Ersatzwiderstand 56a zur Verfügung zu stellen. Die thermische Kapazität des Ersatzwiderstands 56a ist darauf ausgelegt, in optimaler Weise bis zu ca. 0,5 Sekunden lang elektrische Leistung aufnehmen zu können, und dadurch schädliche Rückwirkungen des Netzfehlers auf den Generator zu vermeiden. Die räumliche Abmessung dieses Ersatzwiderstands 56a ist dabei derart, daß seine Unterbringung gemeinsam mit den übrigen Komponenten des Umrichters 50 in einem gemeinsamen Gehäuse unproblematisch ist. Dieses Gehäuse ist in 9a durch die gestrichelte Linie angedeutet.
Andererseits wird auch ein Satz an Konstruktionsdaten bereitgestellt, gemäß denen der Umrichter 50 andere Fault-Ride-Through-Komponenten FRT II aufweist. Die Komponenten FRT II und FRT I unterscheiden sich nicht hinsichtlich ihrer Ankopplung an den Gleichstromzwischenkreis 54 mittels der Ansteuereinheit 55. Jedoch ist der Ersatzwiderstand 56b der Komponenten FRT II hinsichtlich seiner thermischen Kapazität größer dimensioniert, so daß er optimal für eine etwa 3 Sekunden dauernde Leistungsaufnahme ausgelegt ist. Im Übrigen ist für den Ersatzwiderstand 56b aufgrund seiner Größe eine Anordnung außerhalb des für den Umrichter 50 vorgesehenen Gehäuses vorgesehen. Entsprechend werden Halterungen und Anschlüsse für den Ersatzwiderstand 56b separat in den entsprechenden Konstruktionsdaten vorgeschlagen. Daraus ergibt sich, daß die Komponenten FRT II gegenüber den Komponenten FRT I hinsichtlich Planung, Konstruktion und Realisierung aufwendiger, insbesondere auch kostenaufwendiger sind.
Hätte man nun die erfindungsgemäße Bestimmung der realen Netzeigenschaften nicht zur Verfügung, bestünde grundsätzlich eine Gefahr erster Art, lediglich den in 8 dargestellten Umrichter ohne weitere Komponenten in Konstruktionsdaten zu implementieren und für die Windenergieanlage heranzuziehen. Dann würde der Generator im Falle häufiger Netzfehler allerdings stark belastet werden und ggf. der Zerstörung anheimfallen. Um diese Gefahr zu vermeiden, und insbesondere den Generator maximal zu schützen, könnte man die Konstruktionsdaten allerdings gemäß der in 9b gezeigten Variante ausführen, um sicherheitshalber auch längere Spannungsabfälle bzw. -unterbrechungen im Bereich von 3000 ms durchfahren zu können.
In Kenntnis der realen Netzeigenschaften am Netzanschlußpunkt wird dagegen wie folgt vorgegangen: Es liegt eine Auswertung vor, die beispielsweise einem Ergebnis wie eine der beiden fiktiven Varianten der 6a und 6b entspricht. In diesem Fall würde man ebenfalls auf die Konstruktionsdaten zurückgreifen, welche auf den Komponenten FRT II basieren, allerdings nur für den Fall, daß sich als nach Fehlerdauer aufgeschlüsselte relative Häufigkeit ein Bild wie in 6b gezeigt abzeichnet, nämlich einer vergleichsweise hohen Anzahl von Netzfehlern mit Fehlerdauer im Bereich zwischen 500 und 3000 ms.
Anderenfalls, d. h. bei einer überwiegenden Anzahl von Netzfehlern mit Fehlerdauern im Bereich von < 500 ms wie in 6a dargestellt, kann die einfachere Variante realisiert werden, Konstruktionsdaten heranzuziehen, die auf den Komponenten FRT I (9a) aufbauen. Eine solche Anlage ist nicht nur bautechnisch einfacher, sondern auch kostengünstiger zu realisieren und bietet zudem einen ausreichenden Schutz für den Generator 40 bei immer noch einer die Erfordernisse der Netzbetreiber erfüllenden Betriebseigenschaft.
Anderenfalls könnten, anstelle die Konstruktionsdaten entsprechend den Darstellungen der 9a und 9b auszuwählen, auch individuelle neue Konstruktionsdaten erstellt und diese der Bereitstellung der Windenergieanlage zugrunde gelegt werden.
Diejenigen Teile der Konstruktionsdaten, die die Gestaltung des Umrichters 50 nebst Ersatzwiderstand 56 betreffen, stellen einen ihrer Subdatensätze dar, der durch die Auswahl von beispielsweise FRT I oder FRT II (in Abhängigkeit der Netzeigenschaften getroffen) bestimmt wird. Ein weiterer Subdatensatz, z. B. die Hilfsmotoren betreffend, könnte zusätzlich oder alternativ aus einer Anzahl vorgegebener Alternativen ausgewählt und dadurch bestimmt werden.
Die Erfindung ist nicht auf die in den einzelnen Beispielen gezeigten Ausführungsvarianten eingeschränkt, vielmehr können die einzelnen Merkmale der Beschreibung und der anhängigen Ansprüche einzeln oder in Kombination für die Verwirklichung der Erfindung in ihren verschiedenen Ausführungsformen wesentlich sein.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

WO 2011/000754 A1 [0018]

Zitierte Nicht-Patentliteratur

EN 50160 [0002]

Claims

Verfahren zum Bereitstellen einer zum Einspeisen elektrischer Leistung (P_EL) an einem Anschlußbereich (21) des Netzes (20) vorgesehenen Windenergieanlage (10) anhand von Konstruktionsdaten (3) für die Windenergieanlage, dadurch gekennzeichnet, daß man wenigstens eine Eigenschaft (2) des Netzes anhand einer über eine vorgegebene Dauer (τ) an dem Netzanschlußbereich durchgeführten Messung (1) ermittelt und man die Konstruktionsdaten (3) wenigstens zum Teil in Abhängigkeit der so ermittelten Netzeigenschaft (2) bestimmt.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die durchgeführte Messung eine Messung der Spannung, der Netzimpedanz und/oder der Netzfrequenz ist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die wenigstens eine Eigenschaft des Netzes den Verlauf der Versorgungsspannung U_C betrifft.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die wenigstens eine Eigenschaft eine aus den erhaltenen Meßdaten abgeleitete Eigenschaft betrifft, insbesondere die Häufigkeit von Spannungseinbrüchen und/oder Spannungsunterbrechungen.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die ermittelte Netzeigenschaft nach einzelnen Phasen getrennt ermittelt wird, und insbesondere auch eine Phasenunsymmetrie betrifft.
Verfahren nach Anspruch 4 oder 5, bei dem die Häufigkeit von Spannungseinbrüchen und/oder Spannungsunterbrechungen nach Dauer des Einbruchs/der Unterbrechung klassifiziert ist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die vorbestimmte Dauer wenigstens zwei Wochen, bevorzugt wenigstens drei Monate, insbesondere wenigstens sechs Monate beträgt.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem ein in Abhängigkeit der Netzeigenschaft bestimmter Teil der Konstruktionsdaten die Auslegung, insbesondere Dimensionierung, wenigstens einer Komponente der Windenergieanlage umfaßt oder insbesondere darin besteht.
Verfahren nach Anspruch 8, bei dem die wenigstens eine Komponente eine dem Generator (40) der Windenergieanlage nachgeschaltete Komponente ist.
Verfahren nach Anspruch 8 oder 9, bei dem die wenigstens eine Komponente der Abnahme von im Falle eines Netzfehlers von der Windenergieanlage erzeugter Überschussleistung dient.
Verfahren nach einem der Ansprüche 8 bis 10, bei dem die wenigstens eine Komponente ein Ersatzwiderstand (56a, 56b) ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 8 bis 11, bei dem die wenigstens eine Komponente ein Umrichter (50) oder eine an den Umrichter ankoppelnde Komponente ist.
Verfahren nach Anspruch 12, bei dem die Auslegung die Leistungselektronik des Umrichters betrifft.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem ein in Abhängigkeit der Netzeigenschaft bestimmter Teil der Konstruktionsdaten die FRT-Eignung der Windenergieanlage betrifft.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem ein in Abhängigkeit der Netzeigenschaft bestimmter Teil der Konstruktionsdaten die Eignung der Windenergieanlage zur Bereitstellung von Blindleistung ins Netz betrifft.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem ein in Abhängigkeit der Netzeigenschaft bestimmter Teil der Konstruktionsdaten die Ankopplung von elektrischer Leistung verbrauchenden Komponenten der Windenergieanlage an die selbsterzeugte Leistungsbereitstellung und/oder deren unabhängige Energieversorgung betrifft.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem wenigstens zwei vorgegebene Sätze von Konstruktionsdaten vorgegeben werden, aus denen die zur Bereitstellung der Windenergieanlage herangezogenen Konstruktionsdaten ausgewählt werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die Konstruktionsdaten aus mehreren Subdatensätzen bestehen, und zu wenigstens zwei Subdatensätzen jeweils zwei vorgegebene Subdatensätze bereitgestellt werden, aus denen die Subdatensätze der für die Bereitstellung der Windenergieanlage herangezogenen Konstruktionsdaten jeweils ausgewählt werden.
Verfahren zum Bereitstellen einer zum Einspeisen elektrischer Leistung an einem Anschlußbereich des Netzes vorgesehenen Windenergieanlage an einem dem Anschlußbereich zugeordneten Aufstellungsort (31), dadurch gekennzeichnet, daß man wenigstens eine Eigenschaft des Netzes an wenigstens zwei voneinander beabstandeten Stellen des Netzes anhand einer jeweils über eine vorgegebene Dauer an der jeweiligen Netzstelle durchgeführten Messung ermittelt und den Netzanschlußbereich für die bereitzustellende Windenergieanlage in Abhängigkeit der so ermittelten Netzeigenschaft aus einer von diesen wenigstens zwei Netzstellen auswählt.
Verfahren nach Anspruch 19 mit einem oder mehreren weiteren Verfahrensschritten nach einem der Ansprüche 2 bis 7.
Verwendung einer Meßeinrichtung, welche zur Messung von Spannung, Netzimpedanz und/oder Frequenz eines Mittelspannungs- und/oder Hochspannungsnetzes befähigt ist, zur Ermittlung einer Netzeigenschaft an einer Stelle des Netzes anhand einer dort über eine vorgegebene Dauer durchgeführten Messung, wobei eine Bestimmung von Konstruktionsdaten für die Bereitstellung einer Windenergieanlage, welche für eine Einspeisung in das Netz im Bereich dieser Netzstelle vorgesehen ist, wenigstens zum Teil in Abhängigkeit der so ermittelten Netzeigenschaft erfolgt.