RU2635556C2 - Способ ввода электрической мощности в электрическую сеть электроснабжения - Google Patents

Способ ввода электрической мощности в электрическую сеть электроснабжения Download PDF

Info

Publication number
RU2635556C2
RU2635556C2 RU2015151927A RU2015151927A RU2635556C2 RU 2635556 C2 RU2635556 C2 RU 2635556C2 RU 2015151927 A RU2015151927 A RU 2015151927A RU 2015151927 A RU2015151927 A RU 2015151927A RU 2635556 C2 RU2635556 C2 RU 2635556C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
function
power
network
wind
control
Prior art date
Application number
RU2015151927A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015151927A (ru
Inventor
Альфред Беекманн
Кай БУСКЕР
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 RU2015151927A publication Critical patent/RU2015151927A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2635556C2 publication Critical patent/RU2635556C2/ru

Links

Images

Classifications

    • H02J3/386—
    • 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
    • F03D7/0284—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power in relation to the state of the electric grid
    • 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
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/048—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller controlling wind farms
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/50—Controlling the sharing of the out-of-phase component
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/337—Electrical grid status parameters, e.g. voltage, frequency or power demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
    • H02P9/04—Control effected upon non-electric prime mover and dependent upon electric output value of the generator
    • 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
    • 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
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Wind Motors (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Inverter Devices (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области электротехники. Технический результат – обеспечение поддержки сети посредством ветроэнергетических установок или ветряных парков. Согласно способу ввода электрической мощности по меньшей мере одной ветроэнергетической установки (100) или ветряного парка (112) в электрическую сеть (120) электроснабжения с сетевым напряжением (U) и сетевой частотой (f), причем способ предназначен для ввода электрической активной мощности (Р) и электрической реактивной мощности (Q), и вводимая активная мощность (Р) может регулироваться через управление (R, R) активной мощностью в зависимости от сетевого состояния (U, f) сети и/или вводимая реактивная мощность (Q) может регулироваться через управление реактивной мощностью в зависимости от по меньшей мере одного сетевого состояния (U, f), и управление (R, R) активной мощностью или управление реактивной мощностью задают вводимое заданное значение, которое, соответственно, устанавливается посредством функции (F) регулирования в зависимости от по меньшей мере одного сетевого состояния (U, f), причем функция (F) регулирования задается с помощью опорных точек (ST, ST, ST), которые определяются парой значений ([Pi, fi]) из, соответственно, одного значения для активной мощности (Р) или реактивной мощности (Q) и значения для сетевого состояния (U, f). 3 н. и 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к способу ввода электрической мощности по меньшей мере одной ветроэнергетической установки или ветряного парка в электрическую сеть электроснабжения. Кроме того, настоящее изобретение относится к ветроэнергетической установке для ввода электрической энергии в электрическую сеть электроснабжения и оно относится к ветряному парку, который включает в себя несколько ветроэнергетических установок, для ввода электрической энергии в электрическую сеть электроснабжения.
Ветроэнергетическая установка схематично представлена на фиг. 1, и ветряной парк схематично представлен на фиг 2.
Ветроэнергетические установки общеизвестны и в настоящее время служат предпочтительно для ввода энергии в электрическую сеть электроснабжения. При этом ветроэнергетическая установка согласует вводимый ток по частоте и фазе и с учетом соответствующего напряжения с электрической сетью электроснабжения. Это основная предпосылка, которая в каждом случае должна выполняться и также выполняется известными ветроэнергетическими установками. То же самое справедливо для ветряного парка, который содержит несколько ветроэнергетических установок, которые совместно осуществляют ввод энергии через общую точку сетевого подключения (РСС) в электрическую сеть электроснабжения. В этом случае ветряной парк вводит энергию в электрическую сеть электроснабжения.
Уже некоторое время назад было установлено, что может быть желательным не только вводить посредством ветроэнергетической установки или ветряного парка по возможности больше электрической мощности в сеть электроснабжения, которая далее упрощенно также упоминается как «сеть», но и применять ветроэнергетическую установку или соответственно ветряной парк для поддержки сети. Соответствующие предложенные решения описаны в патентных документах US 6784564, US 6891281, US 6965174 и US 7462964. В этих пакетных документах уже предлагалось, в зависимости от напряжения или частоты, вводимую в сеть электроснабжения мощность или вводимый ток изменять по высоте и/или по виду, чтобы тем самым поддерживать сеть электроснабжения.
В настоящее время во многих странах имеет место ситуация, когда ветроэнергетические установки в сети электроснабжения генерируют все большую долю общей мощности. Это приводит к тому, что возрастает необходимость поддерживать сеть посредством ветроэнергетических установок. Также возрастает доминирование в сети ветроэнергетических установок и, следовательно, возможность осуществления ими влияния. Соответственно, эффективной может также стать сетевая поддержка посредством ветроэнергетических установок или соответственно ветряных парков в сети.
Таким образом, в основе предложенного изобретения лежит задача решить по меньшей мере одну из вышеуказанных проблем. В особенности, должно быть предложено решение, которое принимает во внимание возрастающее значение ветроэнергетических установок для поддержки сети или соответственно по меньшей мере вносит в это свой вклад. В частности, сетевая поддержка посредством ветроэнергетических установок или соответственно ветряных парков должна быть улучшена качественно и/или количественно. По меньшей мере должно быть предложено одно альтернативное решение.
В соответствии с изобретением предложен способ согласно пункту 1 формулы изобретения. В соответствии с этим электрическая мощность по меньшей мере одной ветроэнергетической установки или ветряного парка вводится в электрическую сеть электроснабжения. Сеть электроснабжения имеет сетевое напряжение и сетевую частоту. Способ предназначен для ввода электрической активной мощности Р, а также электрической реактивной мощности Q. Способ и соответствующая ветроэнергетическая установка или соответственно ветряной парк, которые реализуют способ, предназначены как для ввода электрической активной мощности, так и для ввода электрической реактивной мощности.
При этом вводимая активная мощность Р может устанавливаться через управление активной мощностью в зависимости от по меньшей мере одного сетевого состояния. Активная мощность, таким образом, не задается постоянной или вводится только в зависимости от преобладающего ветра, но и устанавливается в зависимости от по меньшей мере одного сетевого состояния, как, например, сетевой частоты.
Кроме того или альтернативно, вводимая реактивная мощность Q задается не постоянной, а устанавливается в зависимости от по меньшей мере одного сетевого состояния, как, например, сетевого напряжения.
Предпочтительным образом управление активной мощностью или управление реактивной мощностью осуществляется в зависимости от сетевой чувствительности в качестве сетевого состояния. В частности, предлагается активную мощность уменьшать, когда сетевая чувствительность возрастает, чтобы тем самым стабилизировать сеть.
Кроме того, предпочтительным образом предлагается несколько, в частности две, зависимостей учитывать одновременно, то есть учитывать две функции регулирования. Например, одна функция регулирования задает активную мощность в зависимости от сетевой частоты, в то время как другая функция регулирования задает активную мощность в зависимости от сетевой чувствительности. Тогда из обеих функций регулирования учитывается, соответственно, меньшее значение.
При этом управление активной мощностью или управление реактивной мощностью задает вводимое заданное значение, которое, соответственно, устанавливается посредством функции регулирования в зависимости от по меньшей мере одного сетевого состояния. Ветроэнергетическая установка или ветряной парк , в частности применяемый для этого инвертор, преобразует тогда это задание и генерирует соответствующий ток, в частности соответствующий трехфазный ток, который реализует ввод желательной активной мощности или, соответственно, желательной реактивной мощности в сеть электроснабжения.
Для функции регулирования предлагается, чтобы она задавалась с помощью опорных точек. Такие опорные точки определяются парами значений из соответственно одного значения для активной мощности или значения для реактивной мощности и из значения для сетевого состояния, например сетевой частоты или сетевого напряжения.
Таким образом, задаются по меньшей мере две такие пары значений, которые могут определить функцию регулирования, причем, при обстоятельствах, может включаться дополнительная информация, как, например, формы функции. Если для функции регулирования или соответственно частичного участка функции регулирования применяются две опорных точки, то есть две пары значений, они могут, таким образом, определять, в частности, начальную точку и конечную точку функции регулирования или, соответственно, частичной функции.
Например, для управления активной мощностью в зависимости от сетевой частоты в качестве сетевого состояния в простейшем случае может определяться участок кривой регулирования для активной мощности посредством двух опорных точек с прямой, соединяющей эти две опорные точки. При этом первая опорная точка может определяться посредством пары значений (f1,P1), а вторая опорная точка может определяться посредством пары значений (f2,P2), причем f1 и f2 задают частотное значение сетевой частоты, а P1 и P2 - соответствующее значение мощности. Это является только простым примером для активной мощности в зависимости от частоты. Предпочтительным образом могут задаваться дополнительные опорные точки, и тем самым может задаваться улучшенная функция вводимой активной мощности в зависимости от сетевой частоты.
В соответствии с одним вариантом выполнения предлагается, что функция регулирования изменяется в зависимости от критерия изменения. При этом критерий изменения является критерием, который определяет, следует ли вообще выполнять изменение. При известных обстоятельствах критерий может также устанавливать, каким образом следует выполнять изменение. Критерий изменения дополнительно поясняется ниже и может в одном случае состоять из внешнего указания. Изменение, по меньшей мере частично, выполняется таким образом, что изменяется по меньшей мере одна пара значений. Тем самым простым способом может достигаться адаптация управления активной мощностью и/или управления реактивной мощностью к изменяющимся требованиям за счет того, что в простейшем случае изменяется только одна пара значений. Способ может теперь, на основе нового набора пар значений, то есть нового набора опорных точек и, при необходимости, дополнительной информации для профиля функции между опорными точками, определять новый профиль функции для функции регулирования. Поскольку функция регулирования согласно предложенному способу и без того вычисляется на основе опорных точек, это новое вычисление в любом случае может быть реализовано в процессоре без значительных затрат.
Предпочтительным образом функция регулирования на участках составляется из нескольких частичных функций. Функция регулирования может также для различных участков реализовывать разные профили функции. Соответственно, две частичные функции - и согласно одному варианту выполнения применяются только две частичных функции - в одной опорной точке соединяются и имеют в этой опорной точке то же самое значение. Тем самым можно простым способом реализовать составную функцию регулирования, и за счет этого могут учитываться различные области, в частности различные области базового сетевого состояния. При этом в простейшем случае возможно посредством трех пар значений, то есть посредством трех опорных точек, определять функцию регулирования с двумя частичными функциями. Но предпочтительно частичные функции или по меньшей мере одна из частичных функций задаются, соответственно, посредством более чем двух опорных точек, в частности посредством более чем трех опорных точек. За счет этого соответствующая функция регулирования может моделироваться и тем самым может, например, также изменяться переход между двумя частичными функциями. За счет того, что частичные функции в их общей опорной точке имеют то же самое значение, можно избежать скачка между этими обеими частичными функциями.
Предпочтительным образом предлагается, что функция регулирования или по меньшей мере одна частичная функция представляет собой
- функцию полинома первого порядка,
- функцию полинома второго порядка,
- функцию полинома третьего или более высокого порядка,
- экспоненциальную функцию,
- функцию гистерезиса,
- тригонометрическую функцию или
- другую нелинейную функцию.
Функция полинома первого порядка описывает прямую. Тем самым можно простейшим образом определить функцию между двумя опорными точками. Функция полинома второго порядка реализует, по сравнению с первым порядком, более сложную функцию, которая может соединять две опорные точки, по сравнению с прямой, в основном посредством некоторого рода выпуклой функции. Посредством этой выпуклой функции, по сравнению с прямой, может обеспечиваться лучшее соответствие системным требованиям. Задание этой функции полинома второго порядка простым способом возможно путем задания третьей опорной точки. Функция полинома второго порядка может, таким образом, однозначно определяться посредством трех опорных точек. Очевидно, что, таким образом, предпочтительная функция регулирования, которая выходит за рамки чисто линейного режима, также может задаваться простым способом.
С помощью функции полинома третьего или более высокого порядка обеспечивается возможность реализовать еще более индивидуализированные функции регулирования. Уже в случае функции полинома третьего порядка может - в зависимости от параметризации - возникнуть точка реверсирования. Такая точка реверсирования может быть нежелательной, но она или соответственно базовая комплексная функция может при этом избегать последовательной компоновки нескольких частичных функций в функцию регулирования. По меньшей мере может обеспечиваться деление функции регулирования на меньшее количество участков.
Экспоненциальная функция отличается, в частности, медленным, постепенно увеличивающимся подъемом, который при соответствующем знаке может также быть отрицательным. Тем самым можно, например для частотно-зависимого задания активной мощности, сначала реализовать при возрастающей частоте слабый спад мощности, который затем очень сильно возрастает, активная мощность, таким образом, при возрастании частоты быстрее спадает и при максимальной частоте может с очень крутым спадом достичь значения мощности 0. Для случая, когда мощность, ввиду обстоятельств, в частности имеющейся топологии, при заданном значении частоты должна достигать значения мощности 0, такая отрицательная экспоненциальная функция позволяет по возможности долго поддерживать мощность большой, так что по возможности растрачивается мало доступной мощности.
Посредством применения функции гистерезиса могут, например, реализовываться различные профили функции регулирования в зависимости от того, нарастает или спадает базовое сетевое состояние.
Посредством тригонометрической функции, в частности функции синуса, косинуса и тангенса, или их комбинаций или их модификаций, могут реализовываться специальные профили для функции регулирования, которые посредством задания опорных точек могут быть реализованы сравнительно просто. Например, можно посредством tanh-функции реализовать функцию, подобную функции насыщения, которая является непрерывно дифференцируемой. Тем самым может определяться, например, зависимое от напряжения управление реактивной мощностью, то есть функция регулирования, которая задает вводимую реактивную мощность в зависимости от сетевого напряжения. При этом нулевая точка этой tanh-функции должна была бы лежать на значении номинального напряжения сетевого напряжения.
В качестве других нелинейных функций могут рассматриваться, например, гиперболические функции, или логарифмические функции, или корневые функции, упоминаемые лишь как некоторые из примеров.
Согласно одному варианту выполнения, предлагается, что функция регулирования или по меньшей мере одна из ее частичных функций определяется посредством по меньшей мере двух опорных точек и ее типа, то есть типа функции регулирования. Посредством типа функции может, в частности, - в графическом аспекте - устанавливаться ее форма. Посредством опорных точек, которые, в частности, расположены в начале и конце функции или частичной функции, можно конкретно определить функцию, определенную теперь по ее форме.
Предпочтительным образом функция регулирования или по меньшей мере одна частичная функция определяется посредством применения функции полинома первого порядка и задания двух опорных точек. Эта функция или частичная функция тем самым определяется однозначным образом. Альтернативно, функция регулирования или по меньшей мере одна частичная функция определяется посредством применения функции полинома второго порядка и задания трех опорных точек. Тем самым может задаваться более сложная функция регулирования, которая при этом однозначно определяется посредством этих трех опорных точек.
Согласно одному варианту выполнения управление активной мощностью и, кроме того или альтернативно, управление реактивной мощностью изменяется в зависимости от сетевой чувствительности.
При этом под сетевой чувствительностью понимается реакция сети, в частности, отнесенная к общей точке сетевого подключения, на изменение величины, которая действует на сеть. Сетевая чувствительность может определяться как разность сетевой реакции по отношению к разности величины влияния на сеть. В частности, в данном случае рассматривается определение по отношению к вводимой активной мощности и высоте сетевого напряжения. Упрощенно можно, например, для сетевой чувствительности NS определить следующую формулу:
Figure 00000001
При этом ΔР обозначает изменение вводимой активной мощности, а именно вводимой мощности парка, и ΔU обозначает результирующее изменение сетевого напряжения U. Эти разности образуются за очень короткий временной интервал, в частности в диапазоне секунды или ниже, и предпочтительно, вместо этой наглядной формулы с использованием разности напряжения по отношению к разности мощности, может соответственно формироваться частная производная сетевого напряжения U по вводимой мощности Р парка. В качестве сетевой реакции также может рассматриваться изменение сетевой частоты f. Другой возможностью был бы учет сетевой чувствительности посредством формулы:
Figure 00000002
Сетевая чувствительность, таким образом, предпочтительно применяется как мера для выбираемого управления активной мощностью и/или выбираемого управления реактивной мощностью. Если сетевая интенсивность изменяется по меньшей мере значительно, то соответствующее управление активной мощностью и/или соответствующее управление реактивной мощностью может изменяться по типу и/или параметризации. Изменение типа соответствует в этом отношении изменению типа управления, что здесь применяется синонимично. Альтернативно, сетевая чувствительность может непосредственно влиять на управление, в частности управление активной мощностью, а именно, как базовое сетевое состояние.
Согласно другому варианту выполнения управление активной мощностью и/или управление реактивной мощностью изменяется в зависимости от отношения короткого замыкания в точке ввода.
Отношение короткого замыкания, которое также обозначается как SCR (Short Circuit Ratio), обозначает отношение мощности короткого замыкания к подсоединяемой мощности. При этом под мощностью короткого замыкания понимается та мощность, которую может предоставить соответствующая сеть электроснабжения в рассматриваемой точке сетевого подключения, к которой подключена ветроэнергетическая установка или ветряной парк, если в этой точке сетевого подключения возникает короткое замыкание. Подсоединяемая мощность является подсоединяемой мощностью подключенной ветроэнергетической установки или подключенного ветряного парка и, таким образом, в частности, номинальной мощностью подключаемого генератора или суммой всех номинальных мощностей генераторов ветряного парка. Отношение короткого замыкания является, таким образом, критерием для силы электрической сети электроснабжения по отношению к этой рассматриваемой точке сетевого подключения. Подключенная к точке сетевого подключения сильная электрическая сеть электроснабжения имеет чаще всего отношение короткого замыкания, например SCR=10 или больше.
Было выявлено, что отношение короткого замыкания также может предоставить информацию о поведении соответствующей сети электроснабжения в точке сетевого подключения. При этом отношение короткого замыкания также может изменяться.
Предпочтительным является учитывать отношение короткого замыкания при новой установке ветряного парка или ветроэнергетической установки и согласовывать с ним управление активной мощностью и управление реактивной мощностью. Предпочтительно предлагается также регистрировать отношение короткого замыкания после монтажа и пуска в эксплуатацию ветроэнергетической установки или ветряного парка с регулярными интервалами. Регистрация мощности короткого замыкания может, например, осуществляться по информации о сетевой топологии с помощью моделирования. Присоединенная мощность может определяться просто на основе знания смонтированных ветроэнергетических установок в ветряном парке и/или она может определяться посредством измерения вводимой мощности при номинальном ветре.
Предпочтительным образом присоединенная мощность для предлагаемого вычисления и учета отношения короткого замыкания определяется и вычисляется как сумма номинальной мощности всех располагаемых в текущий момент ветроэнергетических установок. Присоединяемая мощность в этом смысле изменялась бы уже при отказе одной ветроэнергетической установки, по меньшей мере временно. Тем самым изменялось бы также отношение короткого замыкания и за счет этого могло бы вызываться изменение управления активной мощностью и/или управления реактивной мощностью.
Согласно другой форме выполнения предложено, что присоединяемая мощность вычисляется как сумма располагаемой в текущий момент мощности в ветряном парке с учетом преобладающих ветровых условий или что вместо присоединенной мощности ветряного парка сумма доступных в текущий момент мощностей ветряного парка применяется для вычисления отношения короткого замыкания и/или применяется в качестве критерия изменения для изменения управления активной мощностью и/или управления реактивной мощностью. На основе определенной таким образом мощности ветряного парка заново вычисляется отношение тока короткого замыкания, чтобы определить это условие изменения, или критерий изменения может непосредственно выводиться из доступной в ветряном парке мощности.
Например, условие переключения может выглядеть таким образом, что параметр, такой как коэффициент усиления или нарастание некоторой функции, зависит от отношения короткого замыкания или другого критерия. Например, могла бы иметь место пропорциональная зависимость. В качестве другого примера, который, однако, не является завершающим, может устанавливаться предельное значение, и оно может переключаться от одного управления активной мощностью на иное по своему типу управление активной мощностью, если отношение короткого замыкания или другой критерий превысит или спадет ниже этого предельного значения. Подобное справедливо также для изменения управления реактивной мощностью.
Предпочтительным образом изменение управления активной мощностью и/или управления реактивной мощностью посредством внешнего задания, как, например, посредством внешнего сигнала, который вводится в процессор, который выполняет управление активной мощностью и/или управление реактивной мощностью. Предпочтительно, такое задание выполнятся сетевым оператором, который для этого передает такой внешний сигнал.
Также тем самым один или несколько параметров могут изменяться или может осуществляться переключение на другой тип или другой вид управления активной мощностью или управление активной мощностью. Согласно форме выполнения может также передаваться желательная новая конфигурация соответствующего управления активной мощностью или управления реактивной мощностью. Также могут передаваться параметры, подлежащие изменению или даже может передаваться новый алгоритм.
Предпочтительным образом при этом передаются пары значений для определения опорной точки. По меньшей мере, предлагается передавать пару значений.
Согласно форме выполнения предлагается, что управление реактивной мощностью иди функция регулирования для управления реактивной мощностью изменяется в зависимости от вводимой и/или могущей вводиться активной мощности ветроэнергетической установки или ветряного парка, в частности так, что при пониженной вводимой и/или могущей вводиться активной мощности переключаются на управление реактивной мощностью, или оно изменяется таким образом, что вводится более высокая по величине реактивная мощность, и/или что управление реактивной мощностью, согласно величине, имеет более высокое конечное значение реактивной мощности для ввода.
Кроме того, предложена ветроэнергетическая установка, которая выполнена с возможностью реализации способа согласно одной из описанных форм выполнения. В частности, такая ветроэнергетическая установка имеет соответствующий процессор и соответствующий частотный инвертор, подходящий для выполнения такого ввода реактивной мощности и/или ввода активной мощности. В частности, применяемый инвертор или применяемая ветроэнергетическая установка должна быть совместимой с FACTS.
Кроме того, предлагается ветряной парк, который выполнен с возможностью реализации способа согласно одной из описанных форм выполнения. В частности, он выполнен с возможностью ввода электрической активной мощности или электрической реактивной мощности в сеть электроснабжения и применения для этого изменяемого управления активной мощностью и/или изменяемого управления реактивной мощностью. Предпочтительным образом этот ветряной парк осуществляет ввод через общую точку сетевого подключения в сеть электроснабжения. Также для ветряного парка является предпочтительным, если он является совместимым с FACTS.
Далее изобретение описывается более подробно на примерах выполнения со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано:
Фиг. 1 - схематично ветроэнергетическая установка.
Фиг. 2 - схематично п ветряной парк.
Фиг. 3 - схематично ветроэнергетическая установка, которая для ввода использует соответствующий изобретению способ согласно одной форме выполнения.
Фиг. 4 - иллюстрация для частотно-зависимого управления активной мощностью задание функции регулирования с помощью опорных точек.
Фиг. 5 - иллюстрация для примера зависимого от сетевого напряжения управления реактивной мощностью задание функции регулирования с помощью опорных точек и возможность изменения.
На фиг. 1 показана ветроэнергетическая установка 100 с башней 102 и гондолой 104. На гондоле 104 размещен ротор 106 с тремя роторными лопастями 108 и обтекатель 110. Ротор 106 при работе приводится ветром во вращательное движение и тем самым приводит в действие генератор в гондоле 104.
На Фиг. 2 показан ветряной парк 112, например, с тремя ветроэнергетическими установками 100, которые могут быть одинаковыми или различными. Таким образом, три ветроэнергетические установки 100 являются лишь репрезентативными для, в принципе, любого числа ветроэнергетических установок ветряного парка 112. Ветроэнергетические установки 100 предоставляют свою мощность, а именно, в частности, выработанный ток через электрическую сеть 114 ветряного парка. При этом соответственно выработанные токи или мощности отдельных ветроэнергетических установок 100 суммируются, и зачастую предусматривается трансформатор 116, который преобразует напряжение в ветряном парке с повышением, чтобы затем в точке 118 ввода, которая обычно обозначается как РСС, ввести в сеть 120 электроснабжения. Фиг. 2 является лишь упрощенным изображением ветряного парка 112, которое, например, не показывает никакого управления, хотя, естественно, управление имеется. Также сеть 114 ветряного парка может, например, выполняться по-другому, например, в качестве другого примера выполнения, трансформатор может иметься на выходе каждой ветроэнергетической установки 100.
Фиг. 3 иллюстрирует ветроэнергетическую установку 100, которая, например, трехфазный ток генератора подводит к выпрямителю 2, который, в свою очередь, связан с инвертором 4, который генерирует трехфазный переменный ток, чтобы его через трансформатор 6 вести в точке 8 ввода (РСС) в электрическую сеть 10 электроснабжения. Управление инвертором 4 осуществляется через блок 12 управления, который может быть выполнен, например, как один или несколько процессоров. Блок 12 управления использует, например, также измеренные значения через ток и напряжение по амплитуде, частоте и фазе своего выдаваемого трехфазного тока. Для этого наглядно представлена измерительная обратная связь 14.
Структура на фиг. 3 показывает, что блок 12 управления учитывает заданное значение мощности и, соответственно, инвертор 4 будет управляться таким образом, что он выдает такую желательную мощность Р. Идеальным образом, выдаваемая инвертором 4 мощность Р идентична заданной мощности Psoll, так что справедливо Р=Psoll. Кроме того, для настоящего рассмотрения, идеализированно от этого можно исходить из того, что выработанная мощность Р также является той, которая вводится в сеть 10. При настоящем рассмотрении также пренебрегают потерями при вводе энергии и динамическими процессами между заданной мощностью и выработанной мощностью.
Структура на фиг. 3 иллюстрирует, что это заданное значение Psoll активной мощности и тем самым идеализированным образом также вводимая активная мощность Р определяется или задается в зависимости от частоты f. Для этого в распоряжение предоставляются две функции FS1 и FS2 регулирования, которые здесь представлены как репрезентативные для других функций регулирования. Показан переключатель S и работающий совместно с ним переключатель S', которые наглядно показывают, что в зависимости от положения переключателя, то есть в зависимости от выбора, активная мощность Psoll может задаваться через первую или вторую функцию FS1 или FS2 регулирования. Возможность выбора посредством переключателей S или S' является в этом отношении лишь наглядным представлением, и такая возможность выбора может, например, также быть реализована в блоке 12 управления, так что блок 12 управления также непосредственно принимает сетевую частоту f. Кроме того, такое переключение предпочтительно реализуется в процессоре тем, что, например, в зависимости от выбранной функции регулирования обращаются к соответствующей памяти данных, в которую загружена желательная функция регулирования.
На Фиг. 3 наглядно показано, что функция регулирования для вводимой активной мощности и, тем самым, управление активной мощностью является изменяемым. Здесь в качестве примера показано управление активной мощностью в зависимости от сетевой частоты f. Но данное наглядное представление может быть репрезентативным также для управления в зависимости от другого сетевого состояния, например от сетевого напряжения или изменения сетевой частоты. Соответствующим образом может быть реализовано также зависимое от сетевого состояния управление реактивной мощностью в том смысле, как проиллюстрировано и описано. И здесь могут применяться различные сетевые состояния в качестве входных величин для управления реактивной мощностью.
На Фиг. 4 для примера частотно-зависимого управления активной мощностью показано, каким образом задается базовая функция регулирования согласно одному варианту выполнения. Для лучшей наглядности это показано на примере функции FS2 регулирования, которая также содержится в схематичном представлении на этом чертеже как пиктограмма. Функция FS1 регулирования также нанесена на фиг. 4 пунктиром, таким образом как она в любом случае отличается от функции FS2 регулирования и соответствует в основном функции FS1 регулирования, как она применяется на фиг. 3 и указана на пиктограмме.
Согласно фиг. 4, функция FS2 регулирования в зависимости от сетевой частоты f изображена от номинальной частоты fN до частоты f3. Эта функция регулирования имеет частичную функцию, которая определяется от частоты f1 до частоты f3. Эта частичная функция является функцией полинома второго порядка и может в обобщенном виде описываться как
P=a+b⋅f+c⋅f2.
Для задания этой частичной функции применяются опорные точки ST1, ST2 и ST3. Точки, соответствующие этим опорным точкам, выделены кружком. Эти опорные точки определяются следующими парами значений:
ST1=(f1, P1); ST2=(f2, P2) и ST3=(f3, P3).
Можно видеть, что таким образом может быть определена непрерывная функции FS2 регулирования, которая, кроме того, по отношению к первой функции FS1 регулирования, которая изображена пунктиром, имеет преимущества. В частности, показанная вторая функция FS2 регулирования пригодна для сетевой поддержки, потому что она может уменьшить активную мощность в зависимости от частоты, причем одновременно по отношению к первой опорной функции FS1 регулирования могут вводиться больше мощности. Это наиболее ясно видно для второй опорной точки ST2, в которой вторая функция FS2 регулирования вводит заметно больше мощности, чем первая функция FS1 регулирования. Задание более благоприятной в этом отношении функции FS2 регулирования возможно простым образом за счет того, что задаются только показанные три опорные точки ST1, ST2 и ST3. Первая и третья опорные точки ST1 или ST3 обеспечивают возможность задания для функции FS2 регулирования через целевые начальную и конечную точки этого частичного участка второй функции регулирования. В этих опорных точках первая и вторая функции FS1 и FS2 регулирования имеют одни и те же значения. Совпадение этих значений может быть легко реализовано тем, что точно эти точки задаются как первая и третья опорные точки ST1 или ST3. Посредством средней опорной точки ST2 профиль этой второй функции FS2 регулирования может быть простым способом улучшен. Например, желательная более высокая вводимая мощность на частоте f2 могла бы тем самым задаваться непосредственно.
Фиг. 4 наглядно показывает, таким образом, возможность задавать через опорные точки частотно-зависимое управление активной мощностью или соответствующую функцию регулирования. В практическом применении значение мощности Р1 может соответствовать номинальной мощности базовой ветроэнергетической установки или базового ветряного парка. Частота f1 может быть пороговой частотой, начиная с которой мощность при далее нарастающей сетевой частоте f должна снижаться. Значение Р3 может соответствовать значению мощности 0, и соответствующая сетевая частота f3 может представлять более высокую частоту, выше которой никакая мощность не должна более вводиться. Значение мощности Р2 представляет собой вспомогательную мощность, которая может выбираться, как описано выше, а именно, для повышения мощности. Соответственно, сетевая частота f2 этой второй опорной точки ST2 является значением между пороговой частотой f1 и самой высокой частотой f3 и предпочтительно выбирается на эквидистантном расстоянии между этими обоими значениями. В остальном, на этой диаграмме еще изображена частота fN, которая может представлять номинальную частоту сетевой частоты. Функция FS2 регулирования проходит при этом между первой опорной точкой и значением мощности P1 при сетевой частоте fN горизонтально, так что в этой области не должно осуществляться никакое снижение мощности.
На Фиг. 5 представлен другой пример задания функции FS регулирования. Эта функция FS регулирования указывает реактивную мощность Q в зависимости от сетевого напряжения U. На фиг. 5 рассматривается частичная функция от сетевого напряжения U1 до сетевого напряжения U3. Для сетевых напряжений меньше U1 до сетевого напряжения UN функция регулирования может проходить горизонтально и принимать значение 0, так что в данной области, таким образом, реактивная мощность не вводится или не должна вводиться. Выше сетевого напряжения U3 реактивная мощность также проходит на постоянном значении, а именно на значении Q3. Альтернативно, также может предусматриваться, что для напряжений в этой области ветроэнергетическая установка отключается.
Показанная функция FS регулирования теперь задается посредством опорных точек ST1, ST2 и ST3, которые здесь имеют то же обозначение, что и на фиг. 3, но, разумеется, имеют совершенно иные значения, а именно, они определяются посредством следующих пар значений:
ST1=(U1, Q1); ST2=(U2, Q2) и ST3=(U3, Q3).
Тем самым здесь функция регулирования для реактивной мощности простым способом задается в зависимости от сетевого напряжения U. Она имеет значение Q1, в частности 0, если сетевое напряжение еще не превысило значение напряжения U1. При возрастающем далее сетевом напряжении U, реактивная мощность Q увеличивается тогда до значения Q3, которое устанавливается при значении сетевого напряжения U3. Но для того чтобы непосредственно в начале достичь сильного нарастания - с отрицательным знаком - для реактивной мощности, задается вторая опорная точка ST2 для значения сетевого напряжения U2 с соответственно высоким - по величине - значением реактивной мощности Q2. Тем самым сначала очень быстро может вводиться высокая реактивная мощность - с отрицательным знаком, - чтобы тем самым иметь возможность быстро противодействовать дальнейшему нарастанию сетевого напряжения, в особенности тогда, когда имеется длинная и/или преимущественно индуктивная линия подключения к сети или линия соединения в сети. В остальном может применяться подобная или идентичная функция регулирования, в принципе зеркально отраженная относительно точки (UN, Q1) для спада напряжения. Тогда предлагается, аналогичным образом, а именно при сетевом напряжении, соответственно спадающем ниже значения номинального напряжения UN, вводить положительную реактивную мощность, чтобы противодействовать дальнейшему спаду напряжения.
Фиг. 5 наглядно иллюстрирует, кроме того, возможность еще больше повысить по величине значение реактивной мощности Q3, которое сначала представляет максимальное по величине значение для ввода реактивной мощности. В частности, предлагается предусматривать подобное дополнительное повышение тогда, когда ветроэнергетическая установка или соответственно ветряной парк, который лежит в основе этого проиллюстрированного ввода реактивной мощности, вводит мало активной мощности или совсем не вводит никакой активной мощности. Например, в качестве критерия может предусматриваться повышение по величине максимального значения реактивной мощности, если введенная активная мощность спадает, лишь в качестве возможного примера, ниже 50 процентов своей номинальной мощности. Также может, в качестве другого примера, предлагаться изменение реактивной мощности Q3, если никакая активная мощность не вводится. Оказалось, что повышенная реактивная мощность может вводиться, если вводится меньшая активная мощность.
Для того чтобы предпринять такое изменение функции FS регулирования, чтобы получить именно показанную пунктиром функцию FS' регулирования, требуется только изменить третью опорную точку ST3 на измененную опорную точку ST3'. Вторая опорная точка ST2 может также изменяться, но в показанном на фиг. 5 представлении не была изменена. Тем самым может достигаться то, что не требуется дополнительно повышать и без того уже очень интенсивную - по величине - возрастающую функцию вводимой реактивной мощности, а только упомянутую третью опорную точку ST3 до ST3'.
Фиг. 5 показывает в этом отношении задание трех опорных точек ST1, ST2 и ST3 или ST3' и может тем самым точно определять функцию полинома второго порядка. К первой опорной точке ST1 присоединяется другой частичный участок функции FS регулирования и точно так же к третьей опорной точке ST3 или ST3'. Альтернативно, однако, здесь также может за основу приниматься другая функция, как, например, tanh-функция или корневая функция.

Claims (35)

1. Способ ввода электрической мощности по меньшей мере одной ветроэнергетической установки (100) или ветряного парка (112) в электрическую сеть (120) электроснабжения с сетевым напряжением (U) и сетевой частотой (f), причем способ
- предназначен для ввода электрической активной мощности (Р) и электрической реактивной мощности (Q), и
- вводимую активную мощность (Р) регулируют через управление (R1, R2) активной мощностью в зависимости от сетевого состояния (U, f), и/или
- вводимую реактивную мощность (Q) регулируют через управление реактивной мощностью в зависимости от по меньшей мере одного сетевого состояния (U, f), и
- посредством управления (R1, R2) активной мощностью или соответственно управления реактивной мощностью задают вводимое заданное значение, которое, соответственно, устанавливают посредством функции (Fs) регулирования в зависимости от по меньшей мере одного сетевого состояния (U, f), причем
- функцию (Fs) регулирования задают с помощью опорных точек (ST1, ST2, ST3), которые определяются парой значений ([Pi, fi]) из соответственно одного значения для активной мощности (Р) или соответственно реактивной мощности (Q) и значения для сетевого состояния (U, f), и причем
изменение функции (Fs) регулирования осуществляют в зависимости от
- сетевой чувствительности (NS),
- отношения короткого замыкания (SCR) и/или
- внешнего задания, в частности посредством внешнего сигнала.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что
функцию (Fs) регулирования изменяют в зависимости от критерия изменения и что изменение выполняют по меньшей мере путем изменения одной из пар значений ([Pi, fi]).
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что функцию (Fs) регулирования составляют на участках из нескольких частичных функций и соответствующие две из частичных функций соединяются в одной из опорных точек (ST1) и имеют в этой опорной точке (ST1) то же самое значение.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что
функция (Fs) регулирования или по меньшей мере одна из ее частичных функций представляет собой
- функцию полинома первого порядка,
- функцию полинома второго порядка,
- функцию полинома третьего или более высокого порядка,
- экспоненциальную функцию,
- функцию гистерезиса,
- тригонометрическую функцию или
- другую нелинейную функцию.
5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что
функцию (Fs) регулирования или по меньшей мере одну из ее частичных функций определяют посредством по меньшей мере двух опорных точек (ST1, ST2, ST3) и ее типа.
6. Способ по п. 3, отличающийся тем, что
функцию (Fs) регулирования или по меньшей мере одну из ее частичных функций определяют
- посредством применения функции полинома первого порядка и задания двух опорных точек (ST1, ST2) или
- посредством применения функции полинома второго порядка и задания трех опорных точек (ST1, ST2, ST3).
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что
функцию (Fs) регулирования устанавливают в зависимости от
- сетевого напряжения,
- сетевой частоты и/или
- сетевой чувствительности.
8. Ветроэнергетическая установка (100) для ввода электрической мощности (Р) в электрическую сеть (120) электроснабжения, причем ветроэнергетическая установка (100) для ввода использует способ по любому из предыдущих пунктов.
9. Ветряной парк (112) для ввода электрической мощности (Р) в электрическую сеть (120) электроснабжения, причем ветряной парк (112) для ввода использует способ по любому из пп. 1-7.
RU2015151927A 2013-05-07 2014-04-29 Способ ввода электрической мощности в электрическую сеть электроснабжения RU2635556C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102013208410.2A DE102013208410A1 (de) 2013-05-07 2013-05-07 Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz
DE102013208410.2 2013-05-07
PCT/EP2014/058731 WO2014180717A1 (de) 2013-05-07 2014-04-29 Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015151927A RU2015151927A (ru) 2017-06-13
RU2635556C2 true RU2635556C2 (ru) 2017-11-14

Family

ID=50639505

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015151927A RU2635556C2 (ru) 2013-05-07 2014-04-29 Способ ввода электрической мощности в электрическую сеть электроснабжения

Country Status (19)

Country Link
US (1) US10063060B2 (ru)
EP (1) EP2994970B1 (ru)
JP (1) JP6173570B2 (ru)
KR (1) KR101809344B1 (ru)
CN (1) CN105191046B (ru)
AR (1) AR096209A1 (ru)
AU (1) AU2014264834B2 (ru)
CA (1) CA2910587C (ru)
CL (1) CL2015003179A1 (ru)
DE (1) DE102013208410A1 (ru)
DK (1) DK2994970T3 (ru)
ES (1) ES2791625T3 (ru)
MX (1) MX347792B (ru)
NZ (1) NZ713855A (ru)
PT (1) PT2994970T (ru)
RU (1) RU2635556C2 (ru)
TW (1) TWI524624B (ru)
WO (1) WO2014180717A1 (ru)
ZA (1) ZA201507855B (ru)

Families Citing this family (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102013208474A1 (de) 2013-05-08 2014-11-13 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz
DE102015201431A1 (de) * 2015-01-28 2016-07-28 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Betreiben eines Windparks
EP3116089B1 (en) 2015-07-07 2020-02-26 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Wind turbine operation based on a frequency of an ac output voltage signal provided by a power converter of the wind turbine
CN105281376A (zh) * 2015-10-12 2016-01-27 南京南瑞继保电气有限公司 风电场自动发电控制方法
JP6483006B2 (ja) * 2015-11-18 2019-03-13 株式会社日立製作所 ウインドファームとその制御方法
US10630079B2 (en) 2016-02-03 2020-04-21 Siemens Aktiengesellschaft Fault ride-through capability for wind turbine
DE102016103101A1 (de) * 2016-02-23 2017-08-24 Wobben Properties Gmbh Verfahren und Windparkregelungsmodul zum Regeln eines Windparks
US9970417B2 (en) 2016-04-14 2018-05-15 General Electric Company Wind converter control for weak grid
CN105896615B (zh) * 2016-04-15 2018-04-10 广西电网有限责任公司电力科学研究院 一种基于电压灵敏度的发电站无功功率分配方法
CN105958495A (zh) * 2016-06-14 2016-09-21 中国农业大学 一种含风电电力系统概率潮流计算方法
DE102016009413A1 (de) * 2016-08-04 2018-02-08 Senvion Gmbh Verfahren zum Regeln der Blindleistungsabgabe eines Windparks sowie ein entsprechender Windpark
DE102016119422A1 (de) * 2016-10-12 2018-04-12 Christian-Albrechts-Universität Zu Kiel Verfahren zum Betrieb eines elektrischen Energieversorgungsnetzes, Computerprogramm, Leistungselektronikeinrichtung und Energieversorgungsnetz
DK3631583T3 (da) * 2017-05-31 2023-10-02 Univ Texas Fremgangsmåde og system til anvendelse af logaritme til effekttilbageføring til styring af ekstremumsafsøgning
DE102017112944A1 (de) * 2017-06-13 2018-12-13 Wobben Properties Gmbh Windenergieanlage oder Windpark zum Einspeisen elektrischer Leistung
DE102017122695A1 (de) 2017-09-29 2019-04-04 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Versorgen von Windenergieanlagenkomponenten mit Energie sowie Energieversorgungseinrichtung und Windenergieanlage damit
DE102018100084A1 (de) * 2018-01-03 2019-07-04 Wobben Properties Gmbh Windenergieanlage zum Einspeisen elektrischer Leistung mittels Vollumrichter
CN108336761B (zh) * 2018-04-03 2019-04-02 北京金风科创风电设备有限公司 风电场的功率控制方法、装置、系统和计算机设备
DE102018116443A1 (de) 2018-07-06 2020-01-09 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern eines Windparks
DE102018122587A1 (de) * 2018-09-14 2020-03-19 Wobben Properties Gmbh Windpark mit einer Leistungsflusseinheit sowie eine solche Leistungsflusseinheit
US11437825B2 (en) 2019-01-04 2022-09-06 Vestas Wind Systems A/S Hybrid renewable power plant
US11233402B2 (en) 2020-01-06 2022-01-25 General Electric Company System and method for stabilizing weak grids with one or more wind farms connected thereto
CN111509753A (zh) * 2020-03-20 2020-08-07 中国电力科学研究院有限公司 一种换流站近区短路电流的控制方法及系统
TWI762922B (zh) * 2020-05-06 2022-05-01 楊明坤 模組化智慧微電網可變相位電壓逆變器
JP6852831B1 (ja) * 2020-07-22 2021-03-31 富士電機株式会社 制御装置、制御方法、およびプログラム
EP4102056A1 (en) * 2021-06-11 2022-12-14 Wobben Properties GmbH Method of operating a wind turbine, corresponding wind turbine and wind farm

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2221165C2 (ru) * 1999-05-28 2004-01-10 Абб Аб Ветроэлектрическая станция
EP1907697A2 (de) * 2005-07-13 2008-04-09 REpower Systems AG Leistungsregelung eines windparks
RU2338311C2 (ru) * 2003-11-07 2008-11-10 Риспонсивлоуд Лимитед Реагирующая подстанция электроэнергетической системы
US20100276931A1 (en) * 2001-09-28 2010-11-04 Aloys Wobben Method of operating a wind park

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS6169335A (ja) 1984-09-12 1986-04-09 株式会社日立製作所 静止形無効電力制御装置の制御装置
DE19756777B4 (de) 1997-12-19 2005-07-21 Wobben, Aloys, Dipl.-Ing. Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage sowie Windenergieanlage
JP3556865B2 (ja) * 1999-08-05 2004-08-25 株式会社日立製作所 系統安定化制御パラメータ決定装置および方法
DE10022974C2 (de) 2000-05-11 2003-10-23 Aloys Wobben Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage sowie Windenergieanlage
DE10119624A1 (de) 2001-04-20 2002-11-21 Aloys Wobben Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
DE10136974A1 (de) 2001-04-24 2002-11-21 Aloys Wobben Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
JP4247835B2 (ja) * 2004-08-23 2009-04-02 東芝三菱電機産業システム株式会社 電力変換装置
DK1914420T3 (en) * 2006-10-19 2015-08-24 Siemens Ag Wind energy installation and method for controlling the output power from a wind power installation
DE102007057925A1 (de) 2007-12-01 2009-06-04 Nordex Energy Gmbh Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage mit einer spannungsabhängigen Steuerung einer bereitzustellenden elektrischen Blindgröße
US8368238B2 (en) 2008-08-14 2013-02-05 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Wind turbine generator system
AU2010281738B2 (en) 2010-06-16 2012-11-15 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Control device of wind turbine generator and control method thereof
ES2550768T3 (es) 2010-08-12 2015-11-12 Vestas Wind Systems A/S Control de una central eólica
AU2011202373A1 (en) 2011-02-28 2012-09-13 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Wind turbine generator and method of controlling the same
CN102340167A (zh) 2011-09-08 2012-02-01 哈尔滨理工大学 油田抽油机分布并网式风力发电互补供电系统

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2221165C2 (ru) * 1999-05-28 2004-01-10 Абб Аб Ветроэлектрическая станция
US20100276931A1 (en) * 2001-09-28 2010-11-04 Aloys Wobben Method of operating a wind park
RU2338311C2 (ru) * 2003-11-07 2008-11-10 Риспонсивлоуд Лимитед Реагирующая подстанция электроэнергетической системы
EP1907697A2 (de) * 2005-07-13 2008-04-09 REpower Systems AG Leistungsregelung eines windparks

Also Published As

Publication number Publication date
AR096209A1 (es) 2015-12-16
CA2910587C (en) 2020-09-22
TWI524624B (zh) 2016-03-01
KR101809344B1 (ko) 2017-12-14
ES2791625T3 (es) 2020-11-05
PT2994970T (pt) 2020-05-20
AU2014264834B2 (en) 2016-10-06
EP2994970B1 (de) 2020-03-04
JP2016524436A (ja) 2016-08-12
ZA201507855B (en) 2017-01-25
RU2015151927A (ru) 2017-06-13
WO2014180717A1 (de) 2014-11-13
KR20160005755A (ko) 2016-01-15
DE102013208410A1 (de) 2014-11-13
US10063060B2 (en) 2018-08-28
DK2994970T3 (da) 2020-05-04
US20160111883A1 (en) 2016-04-21
EP2994970A1 (de) 2016-03-16
CL2015003179A1 (es) 2016-07-08
MX347792B (es) 2017-05-12
NZ713855A (en) 2016-09-30
JP6173570B2 (ja) 2017-08-02
AU2014264834A1 (en) 2015-11-19
MX2015015329A (es) 2016-03-04
TW201513527A (zh) 2015-04-01
CN105191046A (zh) 2015-12-23
CA2910587A1 (en) 2014-11-13
CN105191046B (zh) 2019-05-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2635556C2 (ru) Способ ввода электрической мощности в электрическую сеть электроснабжения
RU2648269C2 (ru) Способ ввода электрической мощности в сеть электроснабжения
Yin et al. Sliding mode voltage control strategy for capturing maximum wind energy based on fuzzy logic control
CN101970865B (zh) 风力发电装置及其控制方法
RU2662238C2 (ru) Способ управления ветроэнергетическими установками
US20160306372A1 (en) Control systems for microgrid power inverter and methods thereof
ES2951031T3 (es) Método para controlar un convertidor de CC-CA de un aerogenerador
CN103840695B (zh) 一种光伏并网逆变器控制参数的辨识方法
US20190195198A1 (en) Method of controlling a wind turbine generator
JP2016185018A (ja) 系統電圧抑制制御装置及び系統電圧抑制制御方法
CN103280835B (zh) 三相并网光伏逆变器的发电状态控制方法
US20150244250A1 (en) Regulation of an electronic voltage adapter module
CA3000991A1 (en) Method and system for adjusting wind turbine power take-off
DK3002453T3 (en) Automatic setting of parameter values of a wind farm controller
Sharma et al. Smart meter design with incorporated dynamic control of grid connected three phase inverter
DK2346133T3 (en) Converter device and method for converting electrical power
Lao et al. An improved closed-loop droop control technique for higher utilization of power output capability in CCI
US11788508B2 (en) Method for controlling a wind power installation
Bouchiba et al. Control and safety enhancement of a Wind Energy Conversion System
CN118589888A (zh) 一种基于电池功率折算电流给定的逆变器控制方法及装置
Brown et al. Wind Energy Conversion System