RU2584630C2 - Способ эксплуатации ветроэнергетической установки - Google Patents

Способ эксплуатации ветроэнергетической установки Download PDF

Info

Publication number
RU2584630C2
RU2584630C2 RU2014112113/06A RU2014112113A RU2584630C2 RU 2584630 C2 RU2584630 C2 RU 2584630C2 RU 2014112113/06 A RU2014112113/06 A RU 2014112113/06A RU 2014112113 A RU2014112113 A RU 2014112113A RU 2584630 C2 RU2584630 C2 RU 2584630C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
power
wind
installation
operating mode
wind power
Prior art date
Application number
RU2014112113/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2014112113A (ru
Inventor
БОЕР Вольфганг ДЕ
Хельге ГИРТЦ
Original Assignee
Воббен Пропертиз Гмбх
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Воббен Пропертиз Гмбх filed Critical Воббен Пропертиз Гмбх
Publication of RU2014112113A publication Critical patent/RU2014112113A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2584630C2 publication Critical patent/RU2584630C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
    • F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/022—Adjusting aerodynamic properties of the blades
    • F03D7/0224—Adjusting blade pitch
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Wind Motors (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу эксплуатации ветроэнергетической установки, к ветроэнергетической установке и ветряному парку из ветроэнергетических установок. Способ эксплуатации ветроэнергетической установки заключается в том, что ветроэнергетическую установку по выбору эксплуатируют в первом или во втором рабочем режиме. Ветроэнергетическая установка в первом рабочем режиме вырабатывает столько электрической мощности, сколько это возможно при преобладающем ветре и расчетных параметрах ветроэнергетической установки, и ветроэнергетическая установка во втором рабочем режиме вырабатывает меньше электрической мощности, чем в первом рабочем режиме, причем ветроэнергетическую установку в первом рабочем режиме регулируют с помощью первого набора установочных параметров, а во втором рабочем режиме регулируют с помощью второго набора установочных параметров, который отличается от первого набора установочных параметров. Если ветроэнергетическая установка эксплуатируется во втором рабочем режиме, то мощность или разность мощностей, максимально производимую при первом наборе установочных параметров, определяют как разницу между этой максимально производимой мощностью и мощностью, производимой в данный момент во втором рабочем режиме, в зависимости от второго набора установочных параметров, и/или второй набор установочных параметров выбирают в зависимости от требуемого снижения мощности. Изобретение направлено на максимально точное и надежное поддержание, регулирование и/или определение разницы в мощности. 3 н. и 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Данное изобретение относится к способу эксплуатации ветроэнергетической установки, а также к ветроэнергетической установке и ветряному парку из нескольких ветроэнергетических установок.
Ветроэнергетические установки и способы их эксплуатации достаточно известны. На фиг. 1 в качестве примера показана такая ветроэнергетическая установка, имеющая башню с гондолой и генератором. Гондола содержит ротор с роторными лопастями, которые перемещаются под действием ветра для выработки электрического тока с помощью генератора.
Обычно ветроэнергетические установки используют для того, чтобы преобразовывать кинетическую энергию ветра в электрическую энергию и подавать в виде электрического тока в электрическую распределительную подстанцию, которую упрощенно можно называть электрической сетью или просто сетью. В настоящее время ветроэнергетические установки широко известны и могут использоваться, в том числе и для поддержания стабильности для электрической сети. В частности, ветроэнергетические установки, осуществляющие подачу электрического тока через выпрямитель, характеризуются тем, что они способны очень быстро реагировать на изменения в сети.
Поддержание стабильности сети в зависимости от соответствующей ситуации в ней может означать, например, что ветроэнергетическая установка - или, соответственно, ветряной парк из нескольких ветроэнергетических установок - снижают подаваемую в сеть мощность, если в сети возникают, в частности, кратковременные излишки энергии. И, наоборот, в ожидании кратковременной нехватки энергии, то есть, в частности, в ожидании кратковременного, в частности скачкообразного, нарастания потребляемой мощности, то есть отбираемой мощности, ветроэнергетическая установка или ветряной парк на очень кратковременный период отдают в электрическую сеть дополнительную мощность. Это возможно, например, за счет того, что в режиме такого ожидания ветроэнергетическая установка или целый ветряной парк эксплуатируются с пониженной мощностью, то есть перед ожидаемым событием отдают в сеть меньше мощности, чем это было бы возможно исходя из расчетных параметров рассматриваемой ветроэнергетической установки и преобладающего ветра.
Первые технические решения по поддержанию стабильности сети были предложены, например, в DE 100 22 974 А1. Согласно этой заявке предлагается снижать подаваемую мощность в зависимости от частоты в сети, которая может служить индикатором излишка или нехватки мощности в сети. Такое снижение мощности имеет, однако, и недостаток, заключающийся в том, что из-за снижения мощности в сеть подается меньше энергии, чем это доступно при преобладающем ветре. Другими словами, мощность теряется. Часто операторы ветроэнергетических установок вправе получать плату за эту растраченную мощность или по меньшей мере получить соответствующую компенсацию. Например, в Германии согласно Закону о возобновляемых источниках энергии (EEG) от 2000 г. с последующими поправками оператор сети обязан оплачивать мощность, получаемую из возобновляемых источников энергии, таких как ветроэнергетические установки.
Таким образом, в случае ветроэнергетических установок существует проблема точного определения имеющейся мощности, так как оператор сети не хочет платить слишком много, а оператор ветроэнергетической установки не хочет получать слишком низкую оплату расходов. Однако ветроэнергетическая установка, отдающая в сеть меньше мощности, чем может быть произведено при преобладающем ветре, эксплуатируется при пониженном режиме работы. Оптимальный режим работы, при котором при преобладающем в данный момент ветре отбирается достаточная мощность, в случае работающей на пониженном режиме ветроэнергетической установки является, таким образом, фиктивным режимом работы.
В принципе, любой скорости ветра может соответствовать оптимальный рабочий режим. Однако это предполагает точное измерение скорости ветра, что по различным причинам зачастую является теоретически возможным, по меньшей мере чрезвычайно неточным. Современная ветроэнергетическая установка имеет ротор большого диаметра. Например, установка Е126 фирмы Enercon имеет диаметр ротора 126 м. При этом ротор имеет площадь обдуваемой поверхности около 10000 м2. На этих 10000 м2 практически нет единой скорости ветра - даже без учета порывов ветра и других вариаций скорости ветра с течением времени. Диаметр ротора 126 м одновременно означает, что обдуваемая область имеет разность высот в 126 м. Использование измерения скорости ветра для определения рабочей мощности такой ветроэнергетической установки является поэтому проблематичным, или же вообще непригодным. В случае высоты ступицы 137 м разность высот, в которой работает ротор, составляет от 74 до 200 м. В принципе, ротор ветроэнергетической установки является единственным подходящим средством для определения соответствующей скорости.
В общем случае отсылка делается на следующие документы: DE 103 00 733 B3, EP 2 275 674 A2, DE 100 22 974 A1 и DE 10 2010 026 299 A1.
В основу данного изобретения положена задача решения по меньшей мере одной из указанных выше проблем. В частности, предлагается решение для максимально точного и надежного поддержания, регулирования и/или определения разницы в мощности, а именно разницы между производимой в текущий момент мощностью и максимально производимой мощностью, которая может быть произведена в данных конкретных условиях. Под произведенной мощностью и, соответственно, под максимальной производимой мощностью подразумевается, в частности, электрическая мощность, которую отдает или, соответственно, может отдавать ветроэнергетическая установка. Должно быть предложено по меньшей мере одно альтернативное решение.
Согласно изобретению предлагается способ, раскрываемый в п. 1 формулы изобретения. В соответствии с этим предложен способ эксплуатации ветроэнергетической установки для производства электрической мощности из ветра, причем ветроэнергетическая установка эксплуатируется по выбору в первом или во втором рабочем режиме, то есть может эксплуатироваться в обоих режимах. Первый рабочий режим - это режим, при котором ветроэнергетическая установка вырабатывает столько электроэнергии, или соответственно, мощности, сколько это возможно при преобладающем ветре и расчетных параметрах ветроэнергетической установки. Точности ради следует указать, что энергия, конечно же, может не только вырабатываться, но и преобразовываться. На практике же оказалось удобным обозначать такое преобразование энергии как выработку энергии. Вторым рабочим режимом является такой, при котором ветроэнергетическая установка вырабатывает меньше электрической мощности, чем в первом рабочем режиме.
Для эксплуатации ветроэнергетической установки в первом рабочем режиме за основу принимается первый набор установочных параметров, а во втором рабочем режиме - второй набор установочных параметров, соответственно. Эти первый и второй наборы установочных параметров используют, таким образом, для того, чтобы соответственно управлять ветроэнергетической установкой в зависимости от скорости ветра. Соответствующий наборов установочных параметров может быть описан, например, рабочей характеристикой. Эксплуатация ветроэнергетической установки в зависимости от скорости ветра не обязательно означает, что для этого измеряется скорость ветра, хотя это и возможно. Более того, зачастую скорость ветра определяется лишь по реакции ветроэнергетической установки и, соответственно, учитывается в ней. Хотя по такой приведенной в качестве примера рабочей характеристике режима эксплуатации ветроэнергетической установки и можно соотносить скорость ветра, однако, часто скорость ветра как величина все-таки является не известной или, по крайней мере, не должна быть известной.
Если ветроэнергетическая установка эксплуатируется во втором рабочем режиме, то есть с пониженной мощностью, то максимальная производимая при первом наборе установочных параметров мощность или разность мощностей определяются как разность между максимально производимой мощностью и произведенной в текущий момент сниженной мощностью. Такое определение происходит в зависимости от второго набора установочных параметров. Это означает, что второй набор установочных параметров определяется, в частности, с учетом других текущих параметров установки, например, регулируемой частоты вращения ротора и/или регулируемой производимой мощности. В частности, текущая скорость ветра на это определение набора установочных параметров не оказывает влияния или влияет незначительно.
Помимо этого или в качестве альтернативы второй набор установочных параметров выбирается в зависимости от желаемого снижения мощности, а именно от того, насколько мощность, которую необходимо произвести ветроэнергетической установкой, должна быть снижена по отношению к максимально производимой в текущий момент мощности ветроэнергетической установки. В основе этого лежит, в принципе, та же идея, а именно чтобы выбранный второй набор установочных параметров отражал информацию, в частности точную информацию о производимой мощности по сравнению с максимально производимой мощностью.
При этом следует также подчеркнуть, что первый рабочий режим отличается от второго рабочего режима, и за основу первого рабочего режима для каждой конкретной ветроэнергетической установки обычно принимается фиксированный набор установочных параметров. Второй рабочий режим основывается на другом наборе установочных параметров, который, однако, предпочтительно является изменяемым или, соответственно, регулируемым. Так, например, второй набор установочных параметров может быть таким, при котором мощность снижается относительно максимально производимой мощности на относительную величину, например, на 10% или на абсолютную величину, например, на 200 кВт. Так, для различной степени снижения мощности, будь то на относительную или абсолютную заданную иным образом величину, могут применяться различные наборы установочных параметров.
Например, если в качестве второго набора установочных параметров используют такой, при котором вырабатываемая мощность оказывается на 300 кВт ниже максимально вырабатываемой мощности, то исходя только из выбранного второго набора установочных параметров понятно, что разница в мощности составляет 300 кВт, то есть в настоящий момент может взиматься соответствующая оплата за 300 кВт. Естественно, это предполагает, что ветер имеет такую силу, что данная установка вообще может эксплуатироваться с примерно указанной мощностью 300 кВт, то есть вообще может вырабатывать энергию во втором рабочем режиме. Впрочем, это обстоятельство, конечно же, должно учитываться и для аварийного отключения, и для других случаев отключения.
Если, например, за основу принят набор установочных параметров, которому соответствует относительная разность мощностей, например, на 20% ниже максимальной мощности, то эта разность мощностей может измениться и должна определяться с учетом произведенной электрической мощности. Если же ветроэнергетическая установка в случае примерного второго набора установочных параметров вырабатывает 800 кВт, то максимально производимая мощность составляет 1 МВт.
Способ предпочтительно отличается тем, что со вторым набором установочных параметров соотнесена мощность, максимально производимая соответственно при преобладающем ветре и расчетных параметрах ветроэнергетической установки с первым набором установочных параметров.
Предпочтительно первому и/или второму наборам параметров соответствуют первая и, соответственно, вторая рабочие характеристики, или соответственно, этот набор параметров задает такую характеристику, в частности характеристику «частота вращения - мощность».
Такая регулировка ветроэнергетической установки по характеристике «частота вращения - мощность» касается, в частности, диапазона частичных нагрузок, в частности диапазона, в котором вследствие преобладающих скоростей ветра не могут быть произведены номинальные мощности, на которые рассчитана ветроэнергетическая установка. В случае ветроэнергетических установок с переменной частотой вращения и регулируемым углом наклона лопастей ротора, взятых за прототип в данной заявке, в этом диапазоне частичных нагрузок обычно устанавливают фиксированный угол наклона лопастей ротора. Ветроэнергетическая установка вращается тогда под действием ветра и под влиянием установленного угла наклона лопастей ротора, и определяется эта частота вращения. Затем на основании построенной характеристики «частота вращения - мощность» устанавливается мощность, соответствующая этой частоте вращения. Эта установленная и, соответственно, отдаваемая мощность тормозит ротор посредством генератора, так что эта мощность оказывает влияние на частоту вращения ротора. Например, если частота вращения ротора продолжает возрастать, то и мощность будет возрастать, пока не будет найден рабочий режим, при котором частота вращения ротора не перестанет расти. Это будет соответствовать рабочему режиму, который определяется по частоте вращения и мощности и который находится на построенной характеристике «частота вращения - мощность». Таким образом, рабочий режим в принципе непрерывно регулируется и при необходимости согласуется с изменяющейся скоростью ветра. При этом описанный способ не требует специальных измерений скорости ветра, а работает только на основании определения частоты вращения и регулирования мощности, которая, конечно, и определяется за счет этого. Предпочтительно для такого или иного пригодного для управления ветроэнергетической установкой для первого набора установочных параметров за основу берется и соответствующим образом устанавливается первый угол наклона лопастей ротора, а для второго набора установочных параметров - второй угол наклона лопастей ротора. Если принять во внимание, что при втором угле наклона лопастей ротора, который тоже может быть изменяемым и, соответственно, для разных вторых наборов установочных параметров может оказаться разным, из ветра выход мощности меньше, чем при первом угле наклона лопастей ротора, то при этом может быть достигнуто снижение мощности. Предпочтительно угол наклона лопастей ротора для второго набора установочных параметров имеет меньший коэффициент использования энергии ветра (СР). Предпочтительно ветроэнергетическая установка во втором рабочем режиме эксплуатируется с меньшим коэффициентом полезного действия. Во втором рабочем режиме, таким образом, отношение произведенной мощности к отбираемой мощности хуже, соответственно, ниже. Это может быть достигнуто, например, путем использования угла наклона лопастей ротора с худшим, то есть меньшим значением СР (коэффициента использования энергии ветра).
Предпочтительно производимую при первом наборе установочных параметров мощность, которая соотнесена со вторым набором установочных параметров, целиком или частично предварительно определяют путем сравнительных измерений, интерполяции и/или экстраполяции. В частности, происходит измерение характеристик установки с первым набором установочных параметров и со вторым набором установочных параметров. Это может осуществляться, например, таким образом, что ветроэнергетическую установку последовательно эксплуатируют при одинаковых ветровых условиях как с первым набором установочных параметров, так и со вторым набором установочных параметров, чтобы таким образом установить взаимосвязи. Эту процедуру можно повторять в целях повышения точности и надежности и, соответственно, осуществлять при различных ветровых условиях и тоже повторять. Полученные промежуточные значения могут интерполироваться или экстраполироваться.
Другой или дополнительный вариант заключается в том, чтобы точно определять значение СР в зависимости от установки угла наклона лопастей ротора и, соответственно, точно определять получающиеся характеристики установки. Так, например, путем сравнения значений СР угла наклона лопастей ротора при первом наборе установочных параметров можно устанавливать соотношения со значением/значениями СР угла наклона лопастей ротора при втором наборе установочных параметров. При этом значение СР описывает - в упрощенном выражении - КПД лопасти ротора, причем этот КПД и, соответственно, значение СР зависят от угла наклона лопастей ротора. Чтобы получить определенную взаимосвязь между мощностями при первом и втором наборах установочных параметров, может оказаться целесообразным, чтобы угол наклона лопастей ротора при втором наборе установочных параметров не был постоянным, даже если это касается диапазона частичных нагрузок. В соответствии с этим получается, например, первый набор установочных параметров первого рабочего режима для диапазона частичных нагрузок с постоянным углом наклона лопастей ротора, а именно с оптимальным углом, и второй набор установочных параметров второго рабочего режима с изменяющимся углом лопастей ротора. Таким образом, угол наклона лопастей ротора для второго набора установочных параметров изменялся бы в зависимости от скорости ветра, что и в этом случае не требовало бы обязательного измерения его скорости.
Предпочтительно характеристики ветроэнергетической установки, в частности в диапазоне частичных нагрузок, определяют в зависимости от одного или нескольких углов наклона лопастей ротора. Предпочтительно на основе этого получают один или несколько наборов установочных параметров, в частности характеристики «частота вращения - мощность» в качестве возможных вторых наборов установочных параметров. Они могут затем выбираться в зависимости от конкретных требований, в частности в зависимости от желаемого понижения мощности.
Согласно одному из вариантов выполнения предлагается путем соответствующего изменения угла наклона лопастей ротора или иным заданным образом на заданную величину ухудшить значение СР в диапазоне частичных нагрузок и установить соответствующий угол наклона лопастей ротора или, соответственно, составить отвечающую этому характеристическую кривую для лопастей ротора. Так, например, для некоторого ухудшенного значения СР и в диапазоне частичных нагрузок можно выбрать и принять за основу зависимую от скорости ветра характеристику угла наклона лопастей ротора. Такой выбранный угол наклона лопастей ротора или, соответственно, характеристику угла наклона лопастей ротора можно также принять за минимальный угол наклона лопастей ротора соответствующего сниженного рабочего режима.
Описанное снижение мощности является эффективным и полезным, в частности, в диапазоне частичных нагрузок, так как в данном случае сложно получить информацию о максимально производимой мощности. Однако и в диапазоне полных нагрузок существуют целесообразные возможности применения. В частности, у ветроэнергетической установки, работающей при сниженном режиме, не всегда можно определить, будет ли она в первом рабочем режиме эксплуатироваться в диапазоне полной нагрузки, если осуществляемая в текущий момент эксплуатация происходит во втором рабочем режиме. И наконец, обычно только лишь во время работы установки можно определить, находится ли она в режиме полной нагрузки или, соответственно, преобладающий ветер находится в диапазоне, в котором ветроэнергетическая установка может работать в режиме полной нагрузки.
Кроме того, предложена ветроэнергетическая установка для получения электрической мощности из ветра, причем ветроэнергетическая установка предназначена для того, чтобы ее можно было эксплуатировать заявленным способом согласно одному из описанных вариантов осуществления. В частности, ветроэнергетическая установка имеет микроконтроллер или иные вычислительные модули, с помощью которых реализуется по меньшей мере один способ согласно одному из вышеописанных вариантов выполнения. Предпочтительно каждая ветроэнергетическая установка в зависимости от места ее установки может обладать различным набором параметров или он может быть задан уже на месте установки. В частности, наборы установочных параметров могут отличаться, например, для конструктивно, по существу, одинаковых, но монтируемых в разных местностях ветроэнергетических установок. Так, в частности, плотность воздуха и/или влажность воздуха оказывают влияние на характеристики установок и, при известных обстоятельствах, на соотношение друг с другом различных режимов их работы.
Кроме того, предложен ветряной парк из нескольких ветроэнергетических установок, который содержит по меньшей мере одну из вышеописанных ветроэнергетических установок, предпочтительно несколько таких ветроэнергетических установок, в частности состоит исключительно из таких ветроэнергетических установок. Благодаря этому может быть получено значительное количество питающей мощности и, тем самым, значительное количество регулируемой мощности, причем возможные разности в мощностях могут быть рассчитаны.
Предпочтительно наборы установочных параметров ветроэнергетических установок ветряного парка соотнесены друг с другом, так что по характеристикам одной ветроэнергетической установки, в частности по ее выходной мощности, и при знании используемого набора установочных параметров можно сделать заключение о максимально производимой мощности другой ветроэнергетической установки.
Ниже данное изобретение поясняется на примерах выполнения с привлечением прилагаемых чертежей, на которых показано:
Фиг. 1 - ветроэнергетическая установка в изометрическом изображении,
Фиг. 2 - схематично, временная диаграмма мощности с периодически понижаемой мощностью,
Фиг. 3 - схематично, характеристика изменения скорости ветра с соответствующим изменением мощности в зависимости от времени,
Фиг. 4 - схематично, взаимосвязь мощности и скорости ветра для различных значений СР на основании различных углов наклона лопастей ротора,
Фиг. 5 - две возможные характеристики изменения мощности для различных углов наклона лопастей ротора в зависимости от скорости ветра.
В дальнейшем одинаковые ссылочные обозначения и, соответственно, одинаковые обозначения переменных могут относиться к разным конкретным ситуациям эксплуатации, но в основном относятся к одинаковым элементам, физическим величинам или регулировкам.
На фиг. 1 показана по существу известная ветроэнергетическая установка, в которой реализуется способ согласно изобретению. Лопасти ротора могут изменять угол своего наклона.
На фиг. 2 наглядно и в идеализированном виде показано положенное в основу изобретения стремление снизить максимально возможную вырабатываемую ветроэнергетической установкой мощность на определенное значение. Сплошной линией показана мощность Р1 для первого рабочего режима, при котором ветроэнергетической установкой производится максимальная мощность, а именно мощность, которая может быть получена при преобладающих ветровых условиях. Это значение может быть и ниже номинальной мощности. Пунктирной линией показана мощность Р2, которая соответствует второму рабочему режиму ветроэнергетической установки, при котором она эксплуатируется с пониженным значением, например, на 10%, как это показано в качестве примера на фиг. 2. Это происходит с момента времени t1. Эту разность в мощности между P1 и P2 нужно определить, чтобы за нее можно было получить, например, компенсацию или чтобы ее задавать, если ветроэнергетическая установка эксплуатируется во втором рабочем режиме с мощностью P2.
На фиг. 3 наглядно показано, что при реальных условиях, как правило, нельзя исходить из постоянной скорости ветра и, тем самым, из постоянной мощности. Скорость ветра Vw на данной фиг. показана за период времени t. Для наглядности существующей проблемы показаны уровни изменения скорости ветра Vw.
Кривая мощности P1 показывает, какая максимальная мощность могла бы быть максимально произведена соответствующей ветроэнергетической установкой при преобладающем ветре Vw. В основном между скоростью ветра и мощностью, получаемой из ветра, существует кубическая зависимость. Эта нелинейная зависимость иллюстрируется на фиг. 3. Но в то же время на фиг. 3 характеристика мощности P1 представлена лишь схематично, чтобы наглядно пояснить существующую проблематику. К моменту t1 происходит снижение максимально производимой мощности P1 до пониженной мощности P2. Это произошедшее снижение обозначено как ΔP.
На фиг. 3 наглядно поясняется, что определение разности в мощности затруднено при неустойчивом ветре и, соответственно, нестабильной выходной мощности.
В качестве решения предлагается устанавливать различные углы наклона лопастей ротора, а именно α1, α2 или α3, и в диапазоне частичных нагрузок. На фиг. 4 показаны различные уровни производимой мощности в зависимости от скорости ветра и от выбранного угла наклона лопастей ротора, причем и в данном случае углы α1, α2 и α3 наклона лопастей ротора показаны лишь в качестве примера. Каждому углу наклона лопастей ротора соответствуют различные значения CP. При этом для угла α1 наклона лопастей ротора принято значение CP1=100%, то есть максимально достижимое значение коэффициента использования энергии ветра. Угол α2 наклона лопастей ротора слегка изменен относительно него и имеет значение CP, которое немного снижено, а именно CP2=90%, так что CP2 на 10% ниже значения CP1, которое принято в данном случае за основу. На еще одной приведенной в качестве примера характеристике для угла α3 наклона лопастей ротора получается значение CP3=40%.
На фиг. 4, таким образом, не только наглядно показано, что в зависимости от скорости ветра можно достичь различные мощности в соответствии с установленным углом наклона лопастей ротора , но и что в каждом случае можно исходить из по существу известной взаимозависимости. Однако при необходимости такая взаимозависимость должна быть определена для каждой конкретной установки. Конечно, и в этом случае возможны небольшие отклонения, если учитывать, что скорость ветра не одинакова в разной местности и в разное время.
И все-таки возможно достаточно хорошее соотнесение мощности в зависимости от скорости ветра с различными углами наклона лопастей ротора. Соответственно, по мощности при определенном угле наклона лопастей ротора, например, при угле α2, можно делать заключение о мощности, которая могла бы быть произведена в этой ситуации при установке угла α1 наклона лопастей ротора.
Соответствующее преобразование поясняется на фиг. 5, на которой показаны две возможные характеристики мощности в зависимости от скорости ветра. Обе характеристики, а именно соответствующая углу α1 наклона лопастей ротора и соответствующая углу α2 наклона лопастей ротора, начинаются при скорости ветра VWEin, при которой ветроэнергетическая установка включается и которая задает начало диапазона частичных нагрузок. Обе характеристики мощности затем поднимаются вплоть до номинальной скорости ветра VWN, которая задает конец диапазона частичных нагрузок, располагающийся, таким образом, между VWein и VWN. Линейный характер обеих характеристик показан лишь для наглядности. Характеристика мощности для угла α2 относится ко второму рабочему режиму, при котором данная ветроэнергетическая установка эксплуатируется с пониженной мощностью. Кривая для угла α1 наклона лопастей ротора характеризует не пониженный рабочий режим. В приведенном примере показана разность ΔP мощностей, которая для диапазона полной нагрузки, то есть для скоростей ветра выше VWN является примерно постоянной, а для диапазона частичных нагрузок пропорциональна соответствующей мощности.
На фиг. 5 при этом наглядно показано, что в зависимости от установленного угла наклона лопастей ротора могут быть получены две характеристики. Эти характеристики показаны в зависимости от скорости ветра и в принципе известны. Если, например, на характеристике для угла α2 наклона лопастей ротора устанавливается точка мощности, то на можно непосредственно можно определить соответствующую рабочую точку другой характеристики, поскольку обе эти характеристики известны. В качестве примера в данном случае нанесены рабочие точки B2 для угла α2 наклона лопастей ротора и соответствующая рабочая точка B1 характеристики для угла α1 наклона лопастей ротора. Таким образом, если устанавливается рабочая точка В2, то по этой характеристике можно непосредственно определить то есть считывать рабочую точку В1 и, тем самым, максимально производимую мощность. Хотя показана зависимость от скорости ветра VW, точные сведения или значения лежащей в основе скорости ветра не требуются. Таким образом, можно без информации о скорости ветра установить рабочую точку В2 и определить рабочую точку В1, и на основе этого, как непосредственно, так и опосредованно, определять разность мощностей ΔP.
Тем самым, можно предпочтительным образом реагировать на требования операторов сети, а именно резервировать процент от подаваемой в текущий период активной мощности, чтобы в моменты критических ситуаций в сети, в частности в случае понижения частоты, его снова можно было подать в сеть для поддержания ее стабильности. В качестве дополнительного пояснения ниже будет рассмотрен еще один пример.
В ветроэнергетических установках в диапазоне частичных нагрузок сложно резервировать активную мощность в зависимости от текущей питающей мощности. За счет регулировки установки изменяются аэродинамические соотношения в установке, в результате чего почти невозможно определять реальную скорость ветра и выводимое на основе этого возможное значение питающей мощности
Путем искусственного целенаправленного ухудшения КПД установки, то есть ветроэнергетической установки, можно и в диапазоне частичных нагрузок достичь и при необходимости обеспечить резервирование активной мощности на уровне установки, а также на уровне ветряного парка. В режиме номинальной нагрузки происходит ограничение, то есть подготовка резервирования за счет установления предела максимальной мощности.
Таким образом, целые ветроэнергетические станции при централизованном управлении через систему SCADA (систему диспетчерского управления и сбора данных) могут эксплуатироваться с резервированием мощности. Выдача резервной мощности может быть связана, например, с частотой сети, то есть задаваться исходя из нее. В принципе частота сети по существу везде в сети одинакова, и угроза падения частоты сигнализирует о возможности отказа электросети.
Снижение КПД в диапазоне частичных нагрузок достигается путем целенаправленной установки минимального угла наклона лопастей ротора, то есть путем целенаправленной установки угла наклона лопастей ротора в диапазоне частичных нагрузок. В случае серийной установки для типа установки или для профиля лопасти, а также же при необходимости для отдельной установки при строится по одной характеристике минимального угла наклона лопастей ротора в зависимости от частоты вращения, отражающие процент резервируемой в каждом случае мощности. Эта резервируемая мощность может при этом пониматься и, соответственно, обозначаться также как разность между максимально производимой мощностью и мощностью, сниженной в случае резервирования мощности.
Это предложенное решение является экономичным в использовании, поскольку в данном случае может потребоваться лишь однократное вложение в программное обеспечение.
Следует упомянуть, что почти все операторы сети постепенно добиваются, чтобы на изменения частоты в сети установки автоматически реагировали изменением мощности. Поскольку требования операторов сети могут быть очень разными, то может оказаться необходимым введение множества новых параметров, которые можно установить примерно или лишь частично на дисплее установки.
При использовании программы согласно одному из вариантов осуществления изобретения сначала автоматически однократно осуществляют инициализацию регулирования мощности в зависимости от частоты, которое удовлетворяет требованиям большинства операторов сети. Однако на каждой установке при взаимодействии с оператором сети может потребоваться проверка, соответствуют ли ее настройки требованиям этого оператора сети.
Появляется возможность включить или отключить на дисплее установки регулировку частоты. Если она включена, то можно выбрать, будет ли реакция установки на изменения частоты динамической или статической.
При динамическом регулировании мощность установки при превышении заданной частоты будет понижаться с определенным градиентом, например, на определенный процент в секунду, или повышаться, если частота снова опустится ниже предельного значения.
При статическом регулировании мощность регулируется пропорционально частоте, в зависимости от того, какие предельные значения частоты и какие относящиеся к ней мощности установлены.
Некоторые операторы сети требуют так наз. «частоту возврата». Она, как правило, лишь немного выше номинальной частоты. Эта частота возврата ведет к тому, что установка сначала лишь снижает мощность при увеличении частоты. И только если эта частота снова опускается ниже частоты возврата, мощность снова повышается. Если эта частота возврата установлена выше, чем самая высокая граничная частота, то она неэффективна.
Кроме того, можно установить, будет ли частотное регулирование работать в зависимости от номинальной или текущей мощности установки. Если за опорную точку выбирают номинальную мощность, то все задаваемые значения зависимой от частоты регулировки мощности должны исходить из этой мощности. То есть если установка должна, например, при 51 Гц производить еще 50% мощности, то при номинальной мощности 2 МВт это будет соответствовать P-MAX (f) 1000 кВт. Если же установка из-за меньшей силы ветра вырабатывает лишь 500 кВт, то это не оказало бы никакого влияния на мощность установки, и она не смогла бы, таким образом, участвовать в регулировки частоты.
Если за опорную точку выбирают текущую мощность установки, то в момент начала регулирования частоты значение мощности установки сохраняют как 100%. При дальнейшем возрастании частоты P-MAX (f) будет соотноситься с этим значением. То есть установка согласно вышеприведенному примеру при частоте 51 Гц вырабатывала бы еще 250 кВт и, тем самым, независимо от ветровых условий способствовала бы стабилизации частоты в сети.
Одним из аспектов регулирования частоты является частично уже описанное резервирование мощности. При этом установка в диапазоне номинальной частоты эксплуатируется с пониженной мощностью. Это происходит при номинальном ветре путем ограничения P-MAX. В диапазоне частичных нагрузок установка эксплуатируется с углом наклона роторных лопастей, который соответствует требуемому резерву регулирования. Таким образом, по углу наклона роторных лопастей можно определить резерв регулирования. Если частота в сети опустится ниже определенного значения, например, 49,5 Гц, то установка автоматически увеличит мощность и, тем самым, стабилизирует частоту в сети. Эта резервная мощность является опциональной и используется лишь в редких случаях. Если же в установке требуется постоянно резервировать мощность, то ее использование в этих условиях нерентабельно. Для парка с активным регулированием такая резервная мощность может задаваться вычислительной машиной парка.

Claims (9)

1. Способ эксплуатации ветроэнергетической установки для производства электрической мощности из ветра, в котором ветроэнергетическую установку по выбору эксплуатируют в первом или во втором рабочем режиме, причем
ветроэнергетическая установка в первом рабочем режиме вырабатывает столько электрической мощности, сколько это возможно при преобладающем ветре и расчетных параметрах данной ветроэнергетической установки, и
ветроэнергетическая установка во втором рабочем режиме вырабатывает меньше электрической мощности, чем в первом рабочем режиме, причем
ветроэнергетическую установку в первом рабочем режиме регулируют с помощью первого набора установочных параметров, а во втором рабочем режиме регулируют с помощью второго набора установочных параметров, который отличается от первого набора установочных параметров, и
если ветроэнергетическую установку эксплуатируют во втором рабочем режиме, то максимально производимую при первом наборе установочных параметров мощность или разность мощностей определяют как разницу между этой максимальной производимой мощностью и мощностью, производимой в данный момент во втором рабочем режиме, в зависимости от второго набора установочных параметров, и/или
второй набор установочных параметров выбирают в зависимости от требуемого снижения мощности, чтобы производимая ветроэнергетической установкой мощность стала ниже, чем максимальная мощность, производимая ветроэнергетической установкой в первом рабочем режиме.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что второй набор установочных параметров соотносят с максимальной мощностью, производимой на основании преобладающего ветра и расчетных параметров ветроэнергетической установки с первым набором установочных параметров.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что первый и/или второй наборы параметров определяют первую и соответственно вторую рабочую характеристику, в частности характеристику «частота вращения - мощность».
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ветроэнергетическая установка имеет лопасти ротора с регулируемым углом наклона и для диапазона частичных нагрузок, в котором ветер имеет скорость ниже номинальной скорости ветра, первый набор установочных параметров задает иной угол наклона лопастей ротора, чем второй набор установочных параметров.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первый и второй наборы установочных параметров формируют таким образом, что ветроэнергетическая установка во втором рабочем режиме эксплуатируется с более низким КПД, чем в первом рабочем режиме, в частности, за основу второго набора установочных параметров берут угол наклона лопастей ротора с меньшим значением коэффициента использования энергии (CP), чем при первом наборе установочных параметров.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что соотнесенную со вторым набором установочных параметров производимую при первом наборе установочных параметров мощность полностью или частично определяют путем сравнительных измерений, интерполяции и/или экстраполяции.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что измеряют параметры ветроэнергетической установки в режиме частичной нагрузки в зависимости от одного или нескольких углов наклона лопастей ротора и, в частности, по ним формируют один или несколько наборов установочных параметров, в частности характеристику «частота вращения - мощность» в качестве возможных вторых наборов установочных параметров.
8. Ветроэнергетическая установка для производства электрической мощности из ветра, причем эта ветроэнергетическая установка выполнена с возможностью эксплуатации способом по любому из пп. 1-7, причем ветроэнергетическая установка содержит, в частности, микроконтроллер, с помощью которого осуществляют по меньшей мере один способ по любому из пп. 1-7.
9. Ветряной парк, содержащий несколько ветроэнергетических установок по п. 8.
RU2014112113/06A 2011-08-30 2012-08-14 Способ эксплуатации ветроэнергетической установки RU2584630C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102011081795A DE102011081795A1 (de) 2011-08-30 2011-08-30 Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
DE102011081795.6 2011-08-30
PCT/EP2012/065910 WO2013029993A1 (de) 2011-08-30 2012-08-14 Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014112113A RU2014112113A (ru) 2015-10-10
RU2584630C2 true RU2584630C2 (ru) 2016-05-20

Family

ID=46651529

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014112113/06A RU2584630C2 (ru) 2011-08-30 2012-08-14 Способ эксплуатации ветроэнергетической установки

Country Status (19)

Country Link
US (1) US9845790B2 (ru)
EP (2) EP2751422B1 (ru)
JP (1) JP6184409B2 (ru)
KR (1) KR101642619B1 (ru)
CN (1) CN103917776B (ru)
AR (1) AR087735A1 (ru)
AU (1) AU2012301186C1 (ru)
BR (1) BR112014004885A2 (ru)
CA (1) CA2845633C (ru)
CL (1) CL2014000477A1 (ru)
DE (1) DE102011081795A1 (ru)
DK (1) DK2751422T3 (ru)
ES (1) ES2743178T3 (ru)
MX (1) MX349488B (ru)
PT (1) PT2751422T (ru)
RU (1) RU2584630C2 (ru)
TW (1) TWI597422B (ru)
WO (1) WO2013029993A1 (ru)
ZA (1) ZA201401164B (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2718394C1 (ru) * 2016-12-13 2020-04-02 Воббен Пропертиз Гмбх Способ и устройство для эксплуатации ветроэнергетических установок
RU2725181C1 (ru) * 2017-03-23 2020-06-30 Воббен Пропертиз Гмбх Способ запуска энергогенерирующей сети
RU2729587C1 (ru) * 2016-12-05 2020-08-11 Воббен Пропертиз Гмбх Ветроэнергетическая установка и способ эксплуатации ветроэнергетической установки

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102011083178A1 (de) 2011-09-22 2013-03-28 Repower Systems Se Verfahren zum Betrieb einer Windenergieanlage
DE102013203540A1 (de) 2013-03-01 2014-09-04 Senvion Se Windenergieanlagen mit verbesserter Leistungsreservenbereithaltung
DE102013219002A1 (de) 2013-09-20 2015-03-26 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern eines Leistungsverbrauchs einer Gruppe mehrerer Windenergieanlagen
DK2878809T3 (en) * 2013-11-29 2017-09-25 Alstom Renovables Espana Sl Methods of operating a wind turbine, wind turbines and wind farms
CN105781905A (zh) * 2016-03-29 2016-07-20 西北工业大学 一种具有低粗糙度敏感性和高升阻特性的风力机翼型
WO2017167345A1 (en) * 2016-03-31 2017-10-05 Vestas Wind Systems A/S Control method for a wind turbine
DE102016110190A1 (de) 2016-06-02 2017-12-07 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage und Windenergieanlage
DE102016115431A1 (de) 2016-08-19 2018-02-22 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage
DE102019103150A1 (de) * 2019-02-08 2020-08-13 Wobben Properties Gmbh Windenergieanlagenschnittstellenmodul und Teilnehmermodul für eine Vermessung einer Windenergieanlage sowie ein Verfahren damit
EP3754179B1 (en) * 2019-06-19 2023-07-19 Wobben Properties GmbH Method for operating a wind turbine
US11372384B2 (en) 2019-09-17 2022-06-28 General Electric Company System and method for adjusting a multi-dimensional operating space of a wind turbine

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19532409A1 (de) * 1995-09-01 1997-03-06 Aloys Wobben Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage und eine zugehörige Windenergieanlage
RU2350778C2 (ru) * 2004-05-18 2009-03-27 НОРДЕКС ЭНЕРДЖИ ГмбХ Способ управления и регулирования ветроэнергетической установки
RU2351795C2 (ru) * 2005-12-15 2009-04-10 НОРДЕКС ЭНЕРДЖИ ГмбХ Способ регулирования крутящего момента и угла установки лопастей ветроэнергетической станции в соответствии с частотой вращения
DE102009037239A1 (de) * 2009-08-12 2011-02-17 Repower Systems Ag Windenergieanlage mit einstellbarer Leistungsreserve

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2515750B2 (ja) 1986-07-31 1996-07-10 ヤマハ発動機株式会社 風力発電装置の制御方法
JP3122679B2 (ja) * 1991-10-04 2001-01-09 株式会社日立国際電気 音声符号の誤り訂正方法及び装置
US5418446A (en) 1993-05-10 1995-05-23 Hallidy; William M. Variable speed constant frequency synchronous electric power generating system and method of using same
BR9917307A (pt) 1999-05-28 2002-02-19 Abb Ab Instalação de energia elóica e um método para controle
DE10022974C2 (de) 2000-05-11 2003-10-23 Aloys Wobben Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage sowie Windenergieanlage
EP3032685A1 (de) 2001-09-28 2016-06-15 Wobben Properties GmbH Verfahren zum betrieb einer windenergieanlage
DE10300733B3 (de) * 2003-01-11 2004-07-15 Repower Systems Ag Betriebsführungssystem für eine Windenergieanlage
WO2007123552A1 (en) * 2006-04-26 2007-11-01 Midwest Research Institute Adaptive pitch control for variable speed wind turbines
ES2693433T3 (es) * 2006-07-06 2018-12-11 Acciona Windpower, S.A. Sistemas, procedimientos y aparatos para un controlador de turbina eólica
DE102006054768A1 (de) 2006-11-16 2008-05-21 Nordex Energy Gmbh Verfahren zum Betrieb einer Windenergieanlage im leistungslimitierten Betrieb
CN101730796B (zh) * 2007-04-30 2012-09-19 维斯塔斯风力系统有限公司 运行具有桨距控制的风力涡轮机的方法、风力涡轮机以及风力涡轮机的集群
US8183707B2 (en) * 2007-10-30 2012-05-22 General Electric Company Method of controlling a wind energy system and wind speed sensor free wind energy system
ES2411355T5 (es) * 2008-06-30 2019-05-27 Vestas Wind Sys As Restricción de potencia de turbinas eólicas
JP4698718B2 (ja) 2008-09-30 2011-06-08 株式会社日立製作所 風力発電装置群の制御装置及び制御方法
EP2175129A1 (en) * 2008-10-10 2010-04-14 Siemens Aktiengesellschaft Adaptive adjustment of the blade pitch angle of a wind turbine
JP5586256B2 (ja) * 2010-02-03 2014-09-10 アンリツ株式会社 放射電力測定方法および放射電力測定装置
DE102010026299A1 (de) * 2010-07-06 2012-01-12 Phoenix Contact Gmbh & Co. Kg Verfahren zur Steuerung von PV-Anlagen in einem Stromversorgungsnetz
US20120104753A1 (en) * 2010-10-29 2012-05-03 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Control system of wind power generator, wind farm, and method for controlling wind power generator
US9115695B2 (en) * 2013-07-16 2015-08-25 Siemens Aktiengesellschaft Method and arrangement for controlling a wind turbine

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19532409A1 (de) * 1995-09-01 1997-03-06 Aloys Wobben Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage und eine zugehörige Windenergieanlage
RU2350778C2 (ru) * 2004-05-18 2009-03-27 НОРДЕКС ЭНЕРДЖИ ГмбХ Способ управления и регулирования ветроэнергетической установки
RU2351795C2 (ru) * 2005-12-15 2009-04-10 НОРДЕКС ЭНЕРДЖИ ГмбХ Способ регулирования крутящего момента и угла установки лопастей ветроэнергетической станции в соответствии с частотой вращения
DE102009037239A1 (de) * 2009-08-12 2011-02-17 Repower Systems Ag Windenergieanlage mit einstellbarer Leistungsreserve

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2729587C1 (ru) * 2016-12-05 2020-08-11 Воббен Пропертиз Гмбх Ветроэнергетическая установка и способ эксплуатации ветроэнергетической установки
US11131291B2 (en) 2016-12-05 2021-09-28 Wobben Properties Gmbh Wind power installation and method for operating a wind power installation
RU2718394C1 (ru) * 2016-12-13 2020-04-02 Воббен Пропертиз Гмбх Способ и устройство для эксплуатации ветроэнергетических установок
US10865775B2 (en) 2016-12-13 2020-12-15 Wobben Properties Gmbh Method and device for operating wind turbines
RU2725181C1 (ru) * 2017-03-23 2020-06-30 Воббен Пропертиз Гмбх Способ запуска энергогенерирующей сети
US11070057B2 (en) 2017-03-23 2021-07-20 Wobben Properties Gmbh Method for starting an energy generation network

Also Published As

Publication number Publication date
KR20140054388A (ko) 2014-05-08
CN103917776A (zh) 2014-07-09
CN103917776B (zh) 2017-02-15
NZ621502A (en) 2016-01-29
AU2012301186A1 (en) 2014-03-13
JP2014525539A (ja) 2014-09-29
AR087735A1 (es) 2014-04-16
MX349488B (es) 2017-08-01
US9845790B2 (en) 2017-12-19
RU2014112113A (ru) 2015-10-10
MX2014002356A (es) 2014-04-25
TW201319391A (zh) 2013-05-16
CA2845633A1 (en) 2013-03-07
KR101642619B1 (ko) 2016-07-25
WO2013029993A1 (de) 2013-03-07
EP2751422A1 (de) 2014-07-09
JP6184409B2 (ja) 2017-08-23
US20150054280A1 (en) 2015-02-26
AU2012301186C1 (en) 2016-05-19
CA2845633C (en) 2018-11-13
AU2012301186B2 (en) 2016-01-28
TWI597422B (zh) 2017-09-01
ZA201401164B (en) 2014-11-26
DK2751422T3 (da) 2019-10-14
EP2751422B1 (de) 2019-07-31
CL2014000477A1 (es) 2014-08-22
PT2751422T (pt) 2019-11-04
BR112014004885A2 (pt) 2017-03-21
ES2743178T3 (es) 2020-02-18
EP3584437A1 (de) 2019-12-25
DE102011081795A1 (de) 2013-02-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2584630C2 (ru) Способ эксплуатации ветроэнергетической установки
US11448187B2 (en) Power system and method for operating a wind power system with a dispatching algorithm
EP3224474B1 (en) Determination of wind turbine configuration
US10066602B2 (en) Method for operating a wind turbine
US8441138B2 (en) Wind turbine
US9915244B2 (en) Wind power plant frequency control
US10060414B2 (en) Method for coordinating frequency control characteristics between conventional plants and wind power plants
CN109861242A (zh) 一种风电参与电网一次调频的功率协调控制方法及系统
CN105308312B (zh) 风力发电厂控制器
US11525433B2 (en) Power ramp rate control
Singh Variable speed wind turbine
EP4090846A1 (en) Pitch control of wind turbine blades in a standby mode
CN106208161B (zh) 双馈风电机组追踪亚最优功率系数的一次调频方法及系统
JP7236374B2 (ja) 風力発電装置
CN114336671A (zh) 变风速工况下风电机组减载调频方法
NZ621502B2 (en) Method for operating a wind turbine

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200815