WO2005025026A1 - Verfahren zum betrieb bzw. regelung einer windenergieanlage sowie verfahren zur bereitstellung von primärrefelleistung mit windenergieanlagen - Google Patents

Verfahren zum betrieb bzw. regelung einer windenergieanlage sowie verfahren zur bereitstellung von primärrefelleistung mit windenergieanlagen Download PDF

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Definitions

  • the invention relates to methods for operating at least one wind energy installation with a rotor, an electrical generator coupled to the rotor for delivering electrical power to an energy distribution network with the aid of a control device.
  • the invention further relates to a method for providing control power or primary control power for an electrical power generation and distribution network, to which a multiplicity of power plants, including wind power plants, and consumers are connected.
  • the invention further relates to a method for controlling a wind power plant, comprising at least one drive train comprising a rotor and a generator and a control device, the wind power plant having a design-related minimum speed for feeding the grid.
  • the invention also relates to wind turbines.
  • the primary control power for example in the event of a disturbance in the network, must be activated quickly in order to counteract the frequency decrease caused by a disturbance before the frequency has dropped to a critical value. In addition to the quick activation, sufficient power reserve must also be kept.
  • the primary control reserve is maintained by throttling the turbine inlet valves, whereby the network operator ensures that the throttling is only limited in time and that the existing secondary control reserve can replace the primary control reserve in good time. In terms of energy, such throttling is not a loss, since less fuel is used, which is then available at a later point in time.
  • a control reserve could also be made available by "throttling" the wind power plant in such a way that the wind power plant is operated at a lower power than the wind conditions allow. From an energetic point of view, however, this means that the available wind energy is not used when this would be possible, ie the wind blows past the wind power plant unused during this operation.
  • the present invention is intended to operate a network with conventional power plants and wind power plants or a wind power plant in such a way that the wind power plant provides primary control power and in particular the wind power plant is to be used to provide control power.
  • a method for operating at least one wind power plant according to the invention relates to a wind power plant with at least one rotor with rotor blades, a generator feeding into an energy distribution network and a control device which controls the power feed according to the operating conditions and is characterized in that the control device depends on the Changes one Parameters of the network significantly increase the power output into the network for a period of time by using a part of the kinetic energy of the rotating parts (the drive train) for the feed.
  • the speed, the power and also the blade angle of the rotor blades can also be considered as such a parameter.
  • a wind turbine that can work according to this method according to the invention is operated in a certain working area. Below this are the parameters belonging to the current operating conditions, e.g. understood the speed, the power of the blade angle.
  • an operating parameter for example the grid frequency
  • a wind turbine with a 1.5 MW output is to be mentioned here only as an example and not as a limitation, in which approximately 11% of the nominal output or a further 100% for 1 s when the speed is reduced from 1800 rpm to 1600 rpm can be fed.
  • such a change in network operation is detected and a signal is generated therefrom, which is used for control purposes on the wind turbine or turbines.
  • Changes in the operating parameters could, according to the invention, be recorded at any point in the network, and the signal derived therefrom can also be used distally, depending on the conditions and the properties of the network and also with regard to the properties of the individual wind energy plants, namely more or less control power To be able to provide.
  • the procedure could be such that a central network computer receives the signals in this way calculates that the individual wind turbines are used differently to feed in control power in order to optimally operate the grid as a whole.
  • a limit value detection by a sensor system in a wind energy installation or a central wind farm monitoring or also a central network monitoring of the network operator or energy supplier is contemplated.
  • a suitable operating parameter is used and its temporal change or rate of change is used, preferably this will be the frequency change or rate of change, based on appropriate limit values, e.g. 0.2 Hz in a 50 Hz network and / or 0.05 Hz / s.
  • appropriate limit values e.g. 0.01 Hz / s for a very rigid network can e.g. cause the interference signal to be triggered very frequently in the case of a weak network.
  • the invention can also be used to dampen mains frequency vibrations.
  • signals are given to the individual wind energy plants in a corresponding manner, which are continuously emitted to the individual wind energy plants in a different manner from one another over a longer period of time.
  • forecasting tools can be used that can predict with sufficient precision which primary control power requirement will be required at what time and at which point in the network.
  • control power to be made available overall by a wind farm to the individual systems can be carried out by a central network controller, which in this case can also be just a wind farm controller, for example.
  • each system can also selectively generate control signals in its own controller unit, which correspond to its current, individual system status.
  • a control algorithm is provided for this purpose, which provides the provision of a predeterminable amount of control energy as the control target.
  • This amount can be determined depending on the wind energy fed into the grid (from locally in a wind turbine to Europe-wide) or also depending on the specifications of the energy supplier and subject to continuous changes.
  • the wind energy installation (or the wind farm) can also individually determine the amount of wind energy to be provided with the aid of a predetermined algorithm from operating parameters (grid voltage, grid frequency, wind speed, rotor speed, etc.), if necessary with the aid of forecasting methods. In practice, this can mean that a wind turbine with a minimum rotor speed of 10 rpm is operated at 14 rpm, for example, although the optimal energy yield would be 12 rpm because the specified amount of control energy required corresponds to a speed difference of 10 to 14 rpm.
  • a method for providing control power or primary control power for an electrical power generation and distribution network is created, to which a large number of power plants, including wind power plants, are connected and in which the control power is based on the kinetic energy of the rotating masses of wind power plants is derived.
  • a wind power plant operated in accordance with the invention can namely provide the excessively output power by using the kinetic energy of its moving masses. This can only be done for a short time, since otherwise the speed would drop too far and there would be fear of the wind turbine being switched off.
  • the power output is not directly dependent on the speed. Since the generator / converter system is not designed for nominal power, but certain reserves are provided for short-term overloads, it is possible to feed a little more power into the network in the short term than the wind conditions allow.
  • the reduction in speed is therefore dependent on the energy that is fed into the network.
  • the permissible speed reduction, and thus the available energy that can be fed in must be determined based on the system and environmental conditions.
  • the form in which the energy is accessed can, however, be determined depending on the needs of the network operator.
  • a threshold is set, e.g. when the frequency decreases at a certain speed or has fallen below a certain limit, from which the reaction takes place.
  • the kinetic energy stored in the rotating masses of a wind turbine is limited.
  • the frequency is a quantity of a network that can be measured in the entire network with a short delay. This means that wind turbines that are several hundred kilometers away from a fault location can also contribute to the regulation. Due to the large number of installed wind energy plants, even a small contribution per wind energy plant can have a significant effect on the grid.
  • control power can be allocated to individual wind turbines.
  • the wind turbines located at the back from a wind direction perspective can make a greater contribution to the control power, since they are generally less utilized.
  • Information about the wind speed of the wind turbines further ahead can be used in order to better utilize the available limits of the system (permitted speed range depending on the wind speed to be expected in the short term). It makes sense to use it in combination with a wind forecast to ensure that there is sufficient wind for the next 24 hours, for example, so that the rotors of all wind turbines can rotate and provide sufficient control power. If necessary, the speed of wind turbines can be increased at low wind speeds in order to always be above the minimum speed of the working area.
  • the wind energy plants can be operated in such a way that they can respond to control signals.
  • the invention is also based on a certain cooperation between the wind turbine and network operators.
  • the network operator must record the faults that occur and forward them to the wind turbine operator in the form of the fault signal.
  • the invention can now be used not only advantageously to provide a control reserve to compensate for active power deficits after faults in the network, but also when it comes to damping oscillations of the frequency in electrical power distribution networks.
  • the change in the network frequency is a measure of the difference between the power fed in and the power delivered.
  • the size of the necessary manipulated variables is depending on the inertia of the rotating masses in the network. If generators with high mass inertia are replaced by generators with low mass inertia in an electrical power distribution network, the control system must react more quickly in order to avoid a change in the network frequency. If a quick reaction is not possible, then either a larger frequency deviation must be allowed, or an attempt is made to reduce the frequency deviation by means of a higher manipulated variable. However, this often has the disadvantage of overshoot and thus longer settling times until the frequency is again in the desired frequency band.
  • the regulation of the grid frequency is one of the usual tasks of power plants: at a frequency above the nominal frequency, the power fed into the grid is reduced and at a frequency below the nominal frequency, the fed power is increased.
  • the electrical power is usually reduced or increased by regulating the energy supply or the fuel in the power plant.
  • the regulation of the network frequency is one of the central requirements for electrical power distribution networks. If the grid frequency deviates from the nominal frequency by a certain threshold, consumers and generators are switched off or on step by step.
  • control energy required for the regulation of the frequency changes which result rapidly as a result of load changes, but in particular not only as a result of a reduction in the available power of the generators, must be available until a) the temporary power deficit which has arisen is again compensated for or b) the power slows down controllable producer could be increased.
  • a reduction in the power fed into wind turbines is generally easier than an increase in the power fed in.
  • a temporary reduction in the fed-in power below the power provided by the wind or the usual maximum power leads for the duration of the Reduced output for a drop in yield, without - as is possible with thermal or hydropower plants - a saving in primary energy.
  • Decoupling the power and speed fed in is a common method for controlling wind turbines, e.g. a) to achieve an equalization of the feed-in power, b) to achieve a reduction in loads, e.g. in order to reduce the fluctuations in the torque when operating at a selected speed operating point for the blade angle control, c) in order to achieve a constant or predetermined feed power, and d) in order to store kinetic energy to a limited extent in the rotor, in particular when operating with constant feed achieve a higher energy yield or reduced loads.
  • Changing the speed of a wind turbine is a common method, e.g. to a) increase the energy yield through better aerodynamic utilization of the blades, b) achieve a reduction in loads, including to avoid the excitation of natural frequency vibrations, c) a reduction of To achieve noise emissions and to d) ensure that a wind turbine does not leave the permissible operating range even in the event of strong turbulence.
  • a part of the available power must be kept in reserve. For thermal or hydroelectric power plants, for example, this generally leads to little or no financial loss.
  • Figure 1 shows a characteristic curve of a wind turbine.
  • Figure 2 shows a representation of the power factor rotor blade of a wind turbine as a function of the blade angle and the high-speed index.
  • Figure 3 shows a temporal representation of the vibrations of the network frequency as a result of a load failure.
  • the aerodynamic conditions on a wind turbine mean that there is an optimal speed for every wind speed at which the wind turbine should be operated in order to achieve the maximum yield. This is shown using the example for wind speeds of 8 m / s, 10 m / s and 12 m / s in FIG. 1 as power as a function of the speed. If the maxima of these individual curves are connected, the optimal characteristic curve results for the operation of a wind energy plant ("optimal characteristic curve") with a given rotor blade.
  • the available speed range is limited (in the given example to generator speeds from 1000 to 2000 rpm), so that in steady-state operation only work points are selected on the curve labeled "best usable characteristic", which initially follows the optimal characteristic and from Speed increases from 1780 rpm at a fixed speed up to the nominal power.
  • the speed of the wind turbine drops from the assumed working point of 10 m / s to the working point AP2 (1580 rpm, 975 kW), because (limited) more Power is fed into the network than can be absorbed by the wind.
  • the energy yield can be optimized by changing the blade angle in the new working point AP2. Irrespective of this, modified leaf designs can achieve higher yields in the future for working points other than the nominal point.
  • the energy stored in the rotor can be continuously monitored. As a rule, the system speed, the wind speed and the possible feed remaining after a speed reduction are considered. However, it is sufficient to monitor only the current speed and, if a fault signal is present, to feed in excess power until the rotor speed has dropped to the permissible minimum speed. If there are guidelines for a minimum of available control energy, the minimum speed of the wind turbine is specified accordingly, and if the wind conditions allow it, it is also complied with. On request (e.g. voltage drop of more than 10% within 100 ms or rapid frequency change of more than 100 mHz in 1 s or an externally transmitted signal) the reserve energy is activated. A power to be defined is fed into the network in addition to the energy available according to the wind turbine characteristic curve.
  • the exact time course of the feed-in of the reserve energy can be agreed with the network operator: a lot of energy for a short time, little energy for a long time or the time course can change, e.g. first a lot, then less energy.
  • the amount of energy to be fed in can be specified directly or indirectly (e.g. over the duration or after falling to a certain speed).
  • the system speed can be increased compared to the normal operating point in order to be able to provide additional energy for a possible fault.
  • a 2-stage process is used a) first, additional energy is fed in immediately upon request b) by moving the blades to the optimal working point, the power consumption of the wind turbine (if the wind conditions allow it) is increased so that there is no further drop in the system speed and the original operating point is returned to.
  • a wind turbine If a wind turbine is in the (spatial) vicinity of a short circuit, it may make sense to first use a (large) part of the available current (or the power) of the wind turbine (as reactive current or reactive power) to support the grid voltage (e.g. until the mains voltage has reached 90% of the previous voltage again). The reserve power is then fed in only after the mains voltage has been restored.
  • the above method is useful e.g. to bridge the short-term loss of feed-in power after a fault (short circuit) in the network.
  • Wind turbines of the previous type disconnect from the grid after such a fault.
  • an additional feed of energy can prevent or at least reduce the drop in the grid frequency, so that the emergence of a critical situation in the grid can be avoided.
  • the network frequency drops. As a result of the failure of the feeding power, for example after a short circuit in the network, the network frequency may drop noticeably. Wind turbines that are far from a fault location can also detect the frequency change and react to it. If the grid frequency drops by more than 50 mHz within 1 second, for example, additional power should be fed into the grid.
  • the speed of the wind turbine should be (at nominal speed) e.g. change by no more than 50 rpm, e.g. 5% of the instantaneous power can be used to dampen the natural frequencies of the network.
  • the control effort can be reduced with a minimal reduction in yield.
  • the power can be increased again, for example, in operation above nominal wind by adjusting the blade angle (wind turbine is already throttled to limit the power).
  • the design limits of the wind turbine (depending on the current environmental conditions, if applicable) must be observed.
  • more (with decreasing frequency) or less (with increasing frequency) energy can be fed into the grid for up to 30 seconds without the need to operate with a throttled wind turbine (and thus significant yield losses). It is known that the control power available in a network and made available by conventional power plants can only be activated with a time delay.
  • a common requirement is that 50% of the available primary balancing energy should be activated within 5 seconds and that the entire primary balancing energy provided only has to be available within 30 seconds. This is an advantage of the invention, which makes it possible to close this gap within certain limits, because the activation of the reserve energy of the wind energy plants is possible within less than 100 ms after the frequency drop has been detected.
  • the activation of reserve energy leads e.g. at a wind speed of 8 m / s even if the speed drops by 200 rpm only to a minimal decrease in the power that can be fed in due to the aerodynamics of the rotor blades.
  • wind turbines are already operated with throttling, ie the wind conditions would allow a higher feed-in than is fed in by the wind turbines. Provided that they are able to supply more than nominal power to the grid for a limited period, these wind turbines can reduce the speed after activation of the Not only limit the reserve energy by changing the blade angle, but even adjust the speed back to its original value. If the design of the wind turbine allows it, they can even feed 10% more power into the grid in the longer term (e.g. for 30-60 seconds instead of only 5 s - 10 s). You can use it to feed in more energy, for example, until the wind turbines, which are operated at an unfavorable working point after the end of the reserve energy feeding, have returned to their original working point.
  • a wind turbine with a nominal output of 1.5 MW and a rotor diameter of 70 m is used as an example for a design in the event of a fault:
  • the mass inertia of the wind turbine is approx. 450 kgm 2 , the nominal speed is 1780 rpm and thus there is a kinetically stored energy of 7.6 MWs.
  • an energy of 760 kWs is available when the speed is reduced by 200 rpm.
  • an energy of 760 kWs is available when the speed is reduced by 200 rpm.
  • 10 seconds up to 163 kW power (up to 11% of the nominal power) or for 5 seconds up to 22% of the nominal power.
  • Figure 2 shows the power coefficient as a function of blade angle and high speed number, i.e. the ratio of the peripheral speed of the blade tip to the incoming wind speed.
  • the power factor describes the part of the energy that can be extracted from the wind by the rotor blades. Higher values are therefore desirable.
  • the operating point changes from AP1 towards AP2a.
  • the power factor deteriorates and thus the power that the wind turbine can derive from the wind decreases.
  • the effect can be reduced by changing the blade angle, however, by striving for operation in the working point AP2b.
  • the operating conditions eg wind speed
  • the operating conditions vary constantly, so that the wind power plant is operated in a work area by means of dynamic control. This has been indicated by the unsharp course of the blade angle in FIG. 2. If there are specifications for a minimum amount of energy to be kept available, the minimum speed of the wind turbine is specified accordingly and, if the wind conditions allow it, it is also complied with.
  • the reserve energy is activated.
  • the power fed into the network by the wind power plant is increased briefly by 10% compared to the power currently available from the wind according to the wind power plant characteristic curve.
  • the reserve energy is activated for a maximum of 10 seconds. If in the meantime the grid frequency rises again to the value of the nominal frequency, the reserve energy feed is ended (prematurely). After the additional energy feed has ended, the wind turbine returns to the old working point. On average, only as much energy is fed in as is available through the wind.
  • FIG. 3 shows an example (load failure on December 16, 1997 in Spain: 500 MW. Measurements of the inter-area vibrations 0.22 Hz in France and Germany) for a measured vibration of the network frequency of the energy supply network, as can be damped according to the present invention ,
  • the lower curve shows the performance over time (scale on the right).
  • the upper curves show the frequencies measured at two locations (scale on the left), namely in Cantegrit (France), i.e. near the location of the interference, and in Uchtel Nanodia (Germany), i.e. further away from the location of the interference.
  • Typical fluctuations in the network frequency as a result of network-wide vibrations ("Inter Area Oscillations") in Europe (UCTE network) are currently between 0.2 and 0.8 Hz.

Abstract

Verfahren zum Betrieb mindestens einer Windenergieanlage mit einem Rotor und einem mit dem Rotor gekoppelten elektrischen Generator zum Abgeben elektrischer Leistung in ein Energieverteilungsnetz mit Hilfe einer Regeleinrichtung, die den Betrieb der Windenergieanlage in deren Arbeitsbereich sicherstellt. In Abhängigkeit von der Änderung eines Netzbetriebsparameters und für eine Zeitspanne wird die Windenergieanlage so geregelt, dass eine höhere Leistung in das Netz eingespeist wird als zum Arbeitsbereich des stationären Betriebes gehört. Das gleiche trifft auch zu für ein Verfahren zum Bereitstellen von Regelleistung oder Primärregelleistung für ein elektrisches Energieerzeuger- und -verteilernetz, an welches eine Vielzahl von Kraftwerken, darunter Windenergieanlagen, angeschlossen ist und eine Windenergieanlage.

Description

VERFAHREN ZUM BETRIEB BZW . REGELUNG EINER WINDENERGIEANLAGE SOWIE VERFAHREN ZUR BEREITSTELLUNG VON PRIMÄRREGELLEISTUNG MIT WINDENERGIEANLAGEN
Die Erfindung bezieht sich auf Verfahren zum Betrieb mindestens einer Windenergieanlage mit einem Rotor, einem mit dem Rotor gekoppelten elektrischen Generator zum Abgeben elektrischer Leistung in ein Energieverteilungsnetz mit Hilfe einer Regeleinrichtung.
Die Erfindung bezieht sich weiterhin auf ein Verfahren zum Bereitstellen von Regelleistung oder Primärregelleistung für ein elektrisches Energieerzeuger- und -Verteilernetz, an welches eine Vielzahl von Kraftwerken, darunter Windenergieanlagen, und Verbraucher, angeschlossen ist.
Die Erfindung bezieht sich ferner auf ein Verfahren zur Regelung einer Windenergieanlage, aufweisend mindestens einen einen Rotor und einen Generator umfassenden Triebstrang und einer Regeleinrichtung, wobei die Windenergieanlage eine bauartbedingte Mindestdrehzahl zur Netzeinspeisung aufweist.
Schließlich bezieht sich die Erfindung auch auf Windenergieanlagen.
Änderungen der Wirkleistungsabgabe eines Energieerzeugers, wie sie bei Windkraftanlagen üblich sind, führen in einem Energieverteilungsnetz zu Änderungen der Netzfrequenz, wenn nicht durch die Regelung anderer Kraftwerke sichergestellt werden kann, dass soviel Energie in das Netz gespeist wird, wie auch durch die angeschlossenen Verbraucher abgenommen wird. Durch den zunehmenden Anteil von Windkraftanlagen in Energieverteilungsnetz steigen für die Netzbetreiber die Kosten für das Ausregeln der durch die Windkraft verursachten Schwankungen der Einspeiseleistung. Es ist ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage mit einem von einem Rotor antreibbaren elektrischen Generator zum Abgeben elektrischer Leistung an ein elektrisches Netz bekannt (DE 10022974 A1). Hierbei wird die von dem Generator an das Netz abgegebene Leistung in Abhängigkeit der Netzfrequenz des elektrischen Netzes geregelt bzw. eingestellt, wobei bei einem Anstieg der Netzfrequenz die abgegebene Leistung heruntergeregelt wird. Hierbei geht es jedoch nicht um die Bereitstellung von Regelleistung und die vorgeschlagenen Maßnahmen wären hierfür auch ungeeignet.
Im Normalbetrieb eines Netzes ohne Windkraftanlagen ist die Einregelung unproblematisch, weil sich lediglich die Last bzw. die abgenommene Leistung ändert. Aber selbst in einem Netz mit konventionellen und mit Windkraftanlagen sind die erforderlichen Regelungsvorgänge zu bewältigen. Deutlich anders ist die Situation dann, wenn nicht vorhersehbare Störungen in einem gemischten Netz mit Windkraftanlagen auftreten, also etwa ein Leistungsausfall oder ein Spannungseinbruch als Folge eines Erdschlusses oder Kurzschlusses. Windkraftanlagen, so wie sie bisher betrieben werden, können in diesem Fall keine zusätzliche Leistung bereitstellen, wie konventionelle Kraftwerke dies tun können, um auf diese Weise den Primärregelbedarf des Netzbetreibers zu reduzieren. Jedoch könnte man die Windkraftanlage gedrosselt betreiben, also mit einer Leistung, die unterhalb derjenigen liegt, die die Windkraftanlage abgeben könnte, wenn sie optimal auf die vorhandenen Windverhältnisse eingestellt wäre. Dies müsste allerdings unter ständiger Berücksichtigung der sich ändernden Netzverhältnisse geschehen, lokal und länderübergreifend sowie den Bedürfnissen der Netzbetreiber, aber auch der Windverhältnisse entsprechend, die nun alles andere als konstant und gar hinreichend genau vorhersehbar sind.
Die Primärregelleistung z.B. bei einer Störung im Netz muss schnell aktiviert werden, um dem durch eine Störung eingeleiteten Frequenzabstieg entgegenwirken zu können, bevor die Frequenz auf einen kritischen Wert abgesunken ist. Neben der schnellen Aktivierung muss aber auch ausreichend Leistungsreserve vorgehalten werden. In Wärmekraftwerken erfolgt die Vorhaltung der Primärregelleistung durch Androsselung der Turbineneinlassventile, wobei der Netzbetreiber sicherstellt, dass die Androsselung nur zeitlich begrenzt ist und dass die vorhandene Sekundärregelleistung die Primärregelleistung rechtzeitig ablösen kann. Eine solche Androsselung stellt energetisch betrachtet keinen Verlust dar, da weniger Brennstoff verbraucht wird, der zu einem späteren Zeitpunkt dann zur Verfügung steht. Bei einer Windkraftanlage könnte man eine Regelreserve auch durch eine solche "Androsselung" der Windenergieanlage zur Verfügung stellen, so dass die Windenergieanlage mit einer geringeren Leistung betrieben wird, als dies die Windverhältnisse zuließen. Dies bedeutet aber in einer energetischen Betrachtungsweise, dass die zur Verfügung stehende Windenergie dann nicht genutzt wird, wenn dies möglich wäre, d.h. der Wind streicht bei diesem Betrieb ungenutzt an der Windenergieanlage vorbei.
Diese Androsselung einer Windenergieanlage ist also eine sehr kostenaufwendige Maßnahme, da der nicht genutzte Teil der Energie des Windes eben nicht gespeichert wird. Bei einer Gasturbine wird im Androsselungsbetrieb hingegen Primärenergie zurückbehalten und kann zu einem späteren Zeitpunkt eingesetzt werden.
Tatsächlich sind die Verhältnisse in solchen gemischten Energieverteilersystemen so, dass die Windenergieanlagen mit ihren umrichtergespeisten Systemen bei konventioneller Arbeitsweise keinen Beitrag zur Netzstabilität und Massenträgheit des Netzes leisten. Selbst wenn Windkraftanlagen mit Umrichtern am Netz mit konstanter Leistung betrieben werden würden, so würde dies noch zur Erhöhung des notwendigen Regelbedarfs führen, was mit konventionellen Kraftwerken mit deren Primärregelleistung ausgeglichen werden müsste.
Durch die vorliegende Erfindung soll ein Netz mit konventionellen Kraftwerken und Windenergieanlagen bzw. eine Windkraftanlage so betrieben werden, dass die Windenergieanlage Primärregelleistung zur Verfügung stellt und insbesondere soll die Windenergieanlage zur Bereitstellung von Regelleistung herangezogen werden.
Erreicht wird dies durch die in den kennzeichnenden Teilen der Ansprüche angegebenen Merkmale.
Ein Verfahren zum Betrieb mindestens einer Windenergieanlage gemäß der Erfindung bezieht sich auf eine Windenergieanlage mit mindestens einem Rotor mit Rotorblättern, einem in ein Energieverteilungsnetz einspeisenden Generator und einer Regeleinrichtung, die die Leistungseinspeisung gemäß den Betriebsverhältnissen regelt und ist dadurch charakterisiert, dass die Regeleinrichtung abhängig von den Änderungen eines Parameters des Netzes die Leistungsabgabe in das Netz für eine Zeitspanne nennenswert erhöht, indem ein Teil der kinetischen Energie der rotierenden Teile (des Triebstranges) zusätzlich zur Einspeisung herangezogen wird.
Als ein solcher Parameter kommt aber auch die Drehzahl, die Leistung und auch der Blattwinkel der Rotorblätter in Frage. Eine Windenergieanlage, die nach diesem Verfahren gemäß der Erfindung arbeiten kann, wird in einem gewissen Arbeitsbereich betrieben. Hierunter werden die zu den aktuellen Betriebsbedingungen gehörenden Parameter, wie z.B. die Drehzahl, die Leistung der Blattwinkel verstanden. Es wird von einem Arbeitsbereich und nicht einem Arbeitspunkt gesprochen, weil die äußeren Bedingungen für eine Windenergieanlage ständigen Schwankungen unterworfen sind und somit eine so genannte dynamische Regelung erforderlich machen.
Ändert sich ein Betriebsparameter (z.B. die Netzfrequenz) um einen bestimmten vorgegebenen Wert innerhalb einer bestimmten Zeitspanne, so ist dies gemäß der Erfindung ein Kriterium, um die Windenergieanlage bzw. mehrere -anlagen so zu betreiben, dass sie eine übermäßige Leistung in das Netz einspeist bzw. einspeisen, und zwar unabhängig davon, ob zu diesem Zeitpunkt die zugehörige bzw. erforderliche Windenergie überhaupt zur Verfügung steht.
Lediglich als Beispiel und nicht zur Einschränkung sei hier eine Windenergieanlage mit 1 ,5 MW Leistung angeführt, bei welcher bei einer Absenkung der Drehzahl von 1800 rpm auf 1600 rpm für 10 s ca. 11 % der Nennleistung oder für 1 s ca. 100 % zusätzlich eingespeist werden kann.
Nach der Erfindung wird eine solche Änderung des Netzbetriebes erfasst und hieraus ein Signal erzeugt, das zu Steuerungs- bzw. Regelungszwecken an der bzw. den Windenergieanlagen eingesetzt wird.
Änderungen der Betriebsparameter könnten erfindungsgemäß an irgendeiner Stelle des Netzes erfasst werden, wobei das daraus hergeleitete Signal auch distal eingesetzt werden kann, und zwar je nach den Verhältnissen und den Eigenschaften des Netzes und auch hinsichtlich der Eigenschaften der einzelnen Windenergieanlagen, nämlich mehr oder weniger Regelleistung zur Verfügung stellen zu können. Hier könnte gemäß der Erfindung so vorgegangen werden, dass ein zentraler Netzrechner die Signale so berechnet, dass die einzelnen Windenergieanlagen unterschiedlich zur Einspeisung von Regelleistung herangezogen werden, um das Netz insgesamt optimal zu betreiben. Hierbei ist gemäß der Erfindung an eine Grenzwerterfassung durch eine Sensorik in einer Windenergieanlage oder eine zentrale Windparküberwachung oder auch an eine zentrale Netzüberwachung des Netzbetreibers bzw. Energieversorgers gedacht.
Gemäß der Erfindung wird ein geeigneter Betriebsparameter herangezogen und dessen zeitliche Änderung bzw. Änderungsgeschwindigkeit herangezogen, vorzugsweise wird dies die Frequenzänderung bzw. -änderungsgeschwindigkeit sein, wobei zweckmäßige Grenzwerte zu Grunde gelegt werden, z.B. 0,2 Hz in einem 50 Hz-Netz und/oder 0,05 Hz/s. Abhängig von der Stabilität des Netzes ist ein ausreichend großer Totbereich erforderlich, um zu vermeiden, dass das Störungssignal zu häufig ausgelöst wird, was zu einem nennenswerten Ertragsverlust führen würde. Der für ein sehr steifes Netz wünschenswerte Grenzwert von 0,01 Hz/s kann z.B. bei einem schwachen Netz zu einem sehr häufigen Auslösen des Störsignals führen.
Die Erfindung lässt sich auch zur Dämpfung von Netzfrequenzschwingungen anwenden. Hierzu werden in entsprechender Weise Signale an die einzelnen Windenergieanlagen gegeben, die kontinuierlich über einen längeren Zeitraum jedoch unterschiedlich zueinander an die einzelnen Windenergieanlagen abgegeben werden. Hierzu können Prognosetools herangezogen werden, die hinreichend präzise vorhersagen können, welcher Primärregelleistungsbedarf zu welcher Zeit und an welcher Stelle des Netzes erforderlich sein wird.
Abhängig von dem in der Windenergieanlage verwendeten Umrichter- und Regelungssystem kann es erforderlich sein, zur Nutzung des vollen, mechanisch vorhandenen Potentials an Regelenergie die Auslegung des Umrichters und des Reglers mit anderen Drehzahl/Leistungskennlinien durchzuführen, als bislang üblich oder auch zusätzliche Reserve zur Leistungseinspeisung vorzuhalten. Die "Verteilung" der von einem Windpark insgesamt zur Verfügung zu stellenden Regelleistung auf die individuellen Anlagen kann von einer zentralen Netzsteuerung vorgenommen werden, die in diesem Fall z.B. auch nur eine Windparksteuerung sein kann. Alternativ kann auch jede Anlage selektiv Steuerungssignale in ihrer eigenen Reglereinheit generieren, die zu ihrem aktuellen, individuellen Anlagenzustand korrespondieren. Erfindungsgemäß wird hierzu ein Regelalgorithmus vorgesehen, der als Reglerziel die Bereitstellung einer vorgebbaren Menge von Regelenergie vorsieht. Diese Menge kann abhängig von der im Netz eingespeisten Windenergie (von lokal in einer Windenergieanlage bis hin zu europaweit) oder auch abhängig von den Vorgaben des Energieversorgers festgelegt werden und kontinuierlichen Änderungen unterliegen. Auch kann die Windenergieanlage (oder der Windpark) die Menge an bereitzustellender Windenergie mit Hilfe eines vorgegebenen Algorithmus aus Betriebsparametern (Netzspannung, Netzfrequenz, Windgeschwindigkeit, Rotordrehzahl, etc.), ggf. unter Zuhilfenahme von Prognoseverfahren individuell bestimmen. Praktisch kann dies bedeuten, dass eine Windenergieanlage mit einer minimalen Rotordrehzahl von 10 rpm beispielsweise mit 14 rpm betrieben wird, obwohl der optimale Energieertrag 12 rpm wäre, weil die vorgegebene Menge an Regelenergiebedarf einer Drehzahldifferenz von 10 zu 14 rpm entspricht.
Auch wird gemäß der Erfindung ein Verfahren zum Bereitstellen von Regelleistung bzw. Primärregelleistung für ein elektrisches Energieerzeuger- und -Verteilernetz geschaffen, an welches eine Vielzahl von Kraftwerken, darunter Windenergieanlagen, angeschlossen ist und bei welchem die Regelleistung aus der kinetischen Energie der rotierenden Massen von Windenergieanlagen hergeleitet wird.
Wesentlich für die vorliegende Erfindung ist, dass für die Primärleistung in besonderen Situationen eines Netzes eine "Energiequelle angezapft worden ist", die bislang keine Beachtung fand. Eine gemäß der Erfindung betriebene Windkraftanlage kann die übermäßig abgegebene Leistung nämlich dadurch erbringen, dass die kinetische Energie ihrer bewegten Massen herangezogen wird. Dies kann nur kurzzeitig getan werden, da ansonsten die Drehzahl zu weit absinken würde und die Abschaltung der Windenergieanlage zu befürchten wäre.
Bei umrichtergespeisten Windenergieanlagen ist die abgegebene Leistung nicht unmittelbar abhängig von der Drehzahl. Da die Auslegung des Generator/Umrichtersystems nicht auf Nennleistung erfolgt, sondern gewisse Reserven für kurzzeitige Überlasten vorgesehen sind, ist es möglich, kurzfristig etwas mehr Leistung in das Netz zu speisen, als es die Windverhältnisse zulassen. Die Energie wird dann aus den rotierenden Massen (Blätter, Nabe, Triebstrang, Generator) genommen, d.h. entsprechend der Massenträgheit der Rotationsenergie nach der Beziehung ΔE = V2 θ (ω-,2 - ω2 2). Die Absenkung der Drehzahl ist damit von der Energie abhängig, die in das Netz gespeist wird. Die zulässige Drehzahlabsenkung, und damit die verfügbare Energie, die eingespeist werden kann, muss anhand der Anlagen- und Umgebungsbedingungen festgelegt werden. In welcher Form die Energie abgerufen wird, kann aber abhängig von den Bedürfnissen des Netzbetreibers festgelegt werden.
So kann eine Energieabgabe proportional zur Abweichung der Netzfrequenz erfolgen, es kann aber z.B. auch ein D-Verhalten vorgegeben werden, das bei schnellen Änderungen der Frequenz mehr einspeist.
Zum Ausregeln von Netzstörungen kann z.B. eine Schwelle festgelegt werden, z.B. wenn die Frequenz mit einer gewissen Geschwindigkeit abnimmt oder eine gewisse Grenze unterschritten hat, ab der erst reagiert wird.
Die in den rotierenden Massen einer Windenergieanlage gespeicherte kinetische Energie ist begrenzt. Die Frequenz ist aber eine Größe eines Netzes, die mit kurzer Verzögerung m gesamten Netz gemessen werden kann. Damit können auch Windenergieanlagen, die mehrere hundert Kilometer von einer Störungsstelle entfernt stehen, einen Beitrag zur Regelung leisten. Durch die große Anzahl installierter Windenergieanlagen kann auch ein kleiner Beitrag je Windenergieanlage in der Summe einen nennenswerten Effekt auf das Netz haben.
In Windparks kann eine Zuteilung der Regelleistung zu einzelnen Windenergieanlagen erfolgen. Die aus Windrichtungssicht hinten liegenden Windenergieanlagen können einen größeren Beitrag zur Regelleistung liefern, da sie in der Regel weniger ausgelastet sind. Informationen über die Windgeschwindigkeit der weiter vorn liegenden Windenergieanlagen können genutzt werden, um die verfügbaren Grenzen des Systems (erlaubtes Drehzahlband in Abhängigkeit von der kurzfristig zu erwartenden Windgeschwindigkeit) besser ausnutzen zu können. Sinnvoll ist ein Einsatz in Kombination mit einer Windprognose, um sicherzustellen, dass z.B. für die nächsten 24 Stunden ausreichend Wind vorhanden ist, damit die Rotoren aller Windenergieanlagen sich drehen und ausreichend Regelleistung vorhalten können. Wenn notwendig kann die Drehzahl von Windenergieanlagen bei niedrigen Windgeschwindigkeiten erhöht werden, um immer über der Minimaldrehzahl des Arbeitsbereichs zu liegen.
Die besonderen Eigenschaften der Verfahren gemäß der Erfindung sind:
1. Reduzierung der zum Ausregeln von Netzfehlern notwendigen Regelreserve im Netz
2. Reduzierung von Frequenzänderungen im Netz (bzw. der zur Vermeidung von Frequenzänderungen notwendigen Regelleistung)
3. Geringere Anregung von Frequenzänderungen im Netz durch die Windenergieanlage
4. Keine bzw. geringe Ertragsverluste beim Betrieb als Notfallreserve
5. Geringe Ertragsverluste beim Dauereinsatz zur Dämpfung von Frequenzänderungen
Wesentlich zur Realisierung der vorliegenden Erfindung ist, dass die Windenergieanlagen so betrieben werden können, dass sie auf Steuerungssignale ansprechen können. Dies bedeutet, dass die Windenergieanlage auf diesen Betrieb vorbereitet ist und der Netzbetreiber sich auf die Reaktion der Windenergieanlagen beim Auftreten eines Störungssignals verlassen kann, damit die entsprechenden Wechselwirkungen eintreten können.
In der Ausführung mit von einer Zentrale gesendetem Störsignal basiert die Erfindung auch auf einer gewissen Kooperation der Windenergieanlagen- und Netzbetreiber. Der Netzbetreiber muss die auftretenden Störungen erfassen und in Form des Störungssignals an die Windenergieanlagenbetreiber weiterleiten.
Für die Übertragung dieses Störungssignals kommen alle nur möglichen Übertragungswege in Betracht, seien diese nun leitungsgebunden oder nicht.
Die Erfindung kann nun nicht nur vorteilhaft eingesetzt werden, um eine Regelreserve zum Ausgleich von Wirkleistungsdefiziten nach Fehlern im Netz zur Verfügung zu stellen, sondern auch wenn es darum geht Dämpfungen von Oszillationen der Frequenz in elektrischen Energieverteilungsnetzen zu realisieren.
In erster Näherung ist die Änderung der Netzfrequenz ein Maß für die Differenz von eingespeister zu abgegebener Leistung. Die Größe der notwendigen Stellgrößen ist abhängig von der Massenträgheit der im Netz vorhandenen rotierenden Massen. Werden in einem elektrischen Energieverteilungsnetz Erzeuger mit hoher Massenträgheit durch solche mit niedriger Massenträgheit ersetzt, muss eine schnellere Reaktion des Regelsystems erfolgen, um eine Änderung der Netzfrequenz zu vermeiden. Ist keine schnelle Reaktion möglich, so muss entweder eine größere Frequenzabweichung zugelassen werden, oder es wird versucht, durch eine höhere Stellgröße die Frequenzabweichung zu reduzieren. Dies hat aber häufig den Nachteil eines Überschwingens und damit längerer Einregelzeiten bis die Frequenz wieder in dem gewünschten Frequenzband ist.
Um eine dauerhafte Abweichung der Netzfrequenz zu vermeiden, gehört die Regelung der Netzfrequenz zu den üblichen Aufgaben von Kraftwerken: Bei einer Frequenz oberhalb der Nennfrequenz wird die in das Netz eingespeiste Leistung reduziert und bei einer Frequenz unterhalb Nennfrequenz wird die eingespeiste Leistung erhöht. Die Reduktion oder Erhöhung der elektrischen Leistung erfolgt in der Regel durch eine Regelung der Energiezufuhr bzw. des Brennstoffs im Kraftwerk.
Die Regelung der Netzfrequenz ist eine der zentralen Anforderungen an elektrische Energieverteilungsnetze. Weicht die Netzfrequenz über eine gewisse Schwelle hinaus von der Nennfrequenz ab, werden schrittweise Verbraucher und Erzeuger ab- oder zugeschaltet.
Die für die Ausregelung der sich in Folge von Laständerungen, insbesondere aber nicht nur infolge einer Reduktion der zur Verfügung stehenden Leistung der Erzeuger schnell ergebenden Frequenzänderungen wird Regelenergie benötigt, die bereitstehen muss bis a) das entstandene temporäre Leistungsdefizit wieder ausgeglichen oder b) die Leistung langsamer regelbarer Erzeuger erhöht werden konnte.
Eine Reduktion der eingespeisten Leistung von Windenergieanlagen ist in der Regel einfacher möglich als eine Erhöhung der eingespeisten Leistung. Im Fall einer zeitweiligen Reduktion der eingespeisten Leistung unter die durch die vom Wind zur Verfügung gestellte Leistung bzw. die übliche maximale Leistung führt für die Dauer der Leistungsreduktion zu einem Ertragsrückgang, ohne dass dem - wie z.B. bei thermischen oder Wasserkraftwerken möglich - eine Einsparung an Primärenergie gegenübersteht.
Verfahren zur Erhöhung des Energieertrags einer Windenergieanlage durch Beeinflussung der Drehzahl sind bekannt, um möglichst schnell den optimalen Arbeitspunkt der Rotorblätter zu erreichen.
Eine Entkopplung von eingespeister Leistung und Drehzahl ist ein übliches Verfahren zur Regelung von Windenergieanlagen, z.B. a) um eine Vergleichsmäßigung der Einspeiseleistung zu erzielen, b) um eine Reduktion von Lasten zu erzielen, z.B. um beim Betrieb bei einem gewählten Drehzahlarbeitspunkt für die Blattwinkelregelung die Schwankungen des Moments zu reduzieren, c) um eine konstante oder vorgegebene Einspeiseleistung zu erzielen, und d) um insbesondere bei einem Betrieb mit konstanter Einspeisung in begrenztem Umfang kinetische Energie im Rotor zu speichern, um einen höheren Energieertrag oder reduzierte Lasten zu erzielen.
Die Veränderung der Drehzahl einer Windenergieanlage ist ein übliches Verfahren, z.B. um a) den Energieertrag durch eine bessere aerodynamische Ausnutzung der Blätter zu erhöhen, b) eine Reduktion von Lasten zu erzielen, u.a. auch zur Vermeidung der Anregung von Eigenfrequenzschwingungen, c) eine Reduktion von Schallemissionen zu erzielen und um d) sicherzustellen, dass eine Windenergieanlage auch bei starken Turbulenzen den zulässigen Betriebsbereich nicht verlässt. Um die Leistung gegenüber einem gegebenen Arbeitspunkt zu erhöhen, muss ein Teil der verfügbaren Leistung als Reserve bereitgehalten werden. Dies führt z.B. bei thermischen oder Wasserkraftwerken in der Regel zu keinen oder geringen finanziellen Einbußen.
Die Erfindung wird nachstehend anhand der Zeichnungen beispielsweise erläutert.
Figur 1 zeigt eine Kennlinie einer Windenergieanlage.
Figur 2 zeigt eine Darstellung des Leistungsbeiwertes Rotorblattes einer Windenergieanlage in Abhängigkeit vom Blattwinkel und der Schnelllaufzahl.
Figur 3 zeigt eine zeitliche Darstellung der Schwingungen der Netzfrequenz in Folge eines Lastausfalls.
Die aerodynamischen Verhältnisse an einer Windenergieanlage führen dazu, dass es für jede Windgeschwindigkeit eine optimale Drehzahl gibt, mit der die Windenergieanlage betrieben werden sollte, um den maximalen Ertrag zu erzielen. Dies ist am Beispiel für Windgeschwindigkeiten von 8 m/s, 10 m/s und 12 m/s in Figur 1 dargestellt als Leistung in Abhängigkeit von der Drehzahl. Werden die Maxima dieser einzelnen Kurven verbunden, ergibt sich die optimale Kennlinie für den Betrieb einer Windenergieanlage ("optimale Kennlinie") mit gebenem Rotorblatt. In der Praxis ist der verfügbare Drehzahlbereich begrenzt (im gegebenen Beispiel auf Generatordrehzahlen von 1000 bis 2000 rpm), so dass im stationären Betrieb nur Arbeitspunkte auf der mit "beste nutzbare Kennlinie" beschrifteten Kurve gewählt werden, die zunächst der optimalen Kennlinie folgt und ab der Drehzahl von 1780 rpm bei fester Drehzahl bis zur Nennleistung ansteigt.
Erfolgt im AP1 bezeichneten Arbeitspunkt (1780 rpm, 1050 kW) eine Aktivierung der Reserveleistung, so sinkt die Drehzahl der Windenergieanlage bei angenommener konstanter Windgeschwindigkeit von 10 m/s auf den Arbeitspunkt AP2 (1580 rpm, 975 kW) ab, da (befristet) mehr Leistung in das Netz gespeist wird, als durch den Wind aufgenommen werden kann.
Bei der Realisierung der Erfindung (siehe Figur 1) ist zu beachten, dass die in der Windenergieanlage gespeicherte, nutzbare Energie begrenzt ist (die Windenergieanlage darf die Untergrenze des Drehzahlbereichs nicht verlassen), und dass eine starke Drehzahlreduzierung zum Betrieb in einem schlechteren Arbeitspunkt führt. Bei einer Absenkung um 200 rpm verschiebt sich der Arbeitspunkt von AP1 nach AP2. Dort können bei gleichen Windverhältnissen bei unverändertem Blattwinkel etwa 5 % weniger Leistung aus dem Wind gewonnen werden. Eine noch weitergehende Absenkung der Drehzahl kann unter Umständen die nach dem Ende der zusätzlichen Leistungseinspeisung (in diesem Beispiel nach 10 Sekunden) verfügbare Einspeiseleistung kurzfristig deutlich reduzieren.
Durch eine Veränderung des Blattwinkels im neuen Arbeitspunkt AP2 lässt sich die Energieausbeute optimieren. Unabhängig davon kann durch modifizierte Blattentwürfe in Zukunft ein bei Arbeitspunkten abseits des Nennpunkts höherer Ertrag erzielt werden.
Die gespeicherte Energie im Rotor kann kontinuierlich überwacht werden. Dabei werden in der Regel die Anlagendrehzahl, die Windgeschwindigkeit und die nach einer Drehzahlreduzierung verbleibende mögliche Einspeisung betrachtet. Ausreichend ist es jedoch, nur die aktuelle Drehzahl zu überwachen und beim Vorliegen eines Störungssignals solange Überleistung einzuspeisen, bis die Rotordrehzahl auf die zulässige Minimaldrehzahl gefallen ist. Gibt es Vorgaben für eine minimal bereitzuhaltende Regelnergie, wird die Mindestdrehzahl der Windenergieanlage entsprechend vorgegeben, und sofern es die Windverhältnisse ermöglichen, auch eingehalten. Auf Anforderung (z.B. Spannungsabsenkung um mehr als 10 % innerhalb von 100 ms oder schnelle Frequenzänderung von mehr als 100 mHz in 1 s oder ein extern übermitteltes Signal) wird die Reserveenergie aktiviert. Eine zu definierende Leistung wird zusätzlich zu der gemäß Windenergieanlage-Kennlinie verfügbaren Energie in das Netz gespeist.
Der genaue zeitliche Verlauf der Einspeisung der Reserveenergie kann in Absprache mit dem Netzbetreiber erfolgen: kurze Zeit viel Energie, längere Zeit wenig Energie oder der Verlauf kann sich zeitlich ändern, z.B. zunächst viel, dann weniger Energie.
Die einzuspeisende Energiemenge kann direkt vorgegeben oder indirekt (z.B. über die Dauer oder nach Absinken auf eine bestimmte Drehzahl) definiert werden.
Nach Erreichen des Endes der zusätzlichen Energieeinspeisung kehrt die Windenergieanlage wieder zum alten Arbeitspunkt zurück. Es wird im Mittel nur noch maximal so viel Energie eingespeist, wie durch den Wind verfügbar ist. Folgende Sonderfälle können in Betracht gezogen werden:
Auf Anforderung kann eine Erhöhung der Anlagendrehzahl gegenüber dem normalen Betriebspunkt erfolgen, um zusätzliche Energie für einen möglichen Fehler bereitstellen zu können.
Wenn es die Windverhältnisse zulassen (z.B. wenig Turbulenz), kann diese Erhöhung der Anlagendrehzahl auch über den Nennarbeitspunkt der Windenergieanlage hinaus erfolgen.
Bei Windgeschwindigkeiten über Nennwind kommt ein 2-stufiges Verfahren zum Einsatz a) es erfolgt auf Anforderung zunächst sofort eine Einspeisung zusätzlicher Energie b) durch Verstellen der Blätter hin zum optimalen Arbeitspunkt wird die Leistungsaufnahme der Windenergieanlage (sofern es die Windverhältnisse zulassen) so erhöht, dass es zu keinem weiteren Absinken der Anlagendrehzahl kommt und es wird der ursprüngliche Arbeitspunkt wieder angefahren.
Befindet sich eine Windenergieanlage in der (räumlichen) Nähe eines Kurzschlusses, so kann es sinnvoll sein, zunächst einen (großen) Teil des verfügbaren Stroms (bzw. der Leistung) der Windenergieanlage (als Blindstrom bzw. Blindleistung) zur Stützung der Netzspannung aufzuwenden (z.B. bis die Netzspannung wieder 90 % der vorherigen Spannung erreicht hat). Die Einspeisung der Reserveleistung erfolgt dann erst in Anschluss an die Wiederherstellung der Netzspannung.
Nützlich ist das oben genannte Verfahren z.B. um den kurzfristigen Ausfall von Einspeiseleistung nach einem Fehler (Kurzschluss) im Netz zu überbrücken. Windenergieanlagen bisheriger Bauart trennen sich nach einem solchen Fehler vom Netz. In der Zeit, die solche Windenergieanlagen benötigen, um wieder auf das Netz zu schalten, kann eine zusätzliche Einspeisung von Energie das Absinken der Netzfrequenz verhindern oder zumindest reduzieren, so dass die Entstehung einer kritischen Situation im Netz vermieden werden kann.
Wird weniger Leistung in das Netz gespeist als ihm durch Verbraucher entzogen wird, sinkt die Netzfrequenz. In Folge des Ausfalls von einspeisender Leistung, z.B. nach einem Kurzschluss im Netz, kann es zu einem merklichen Absinken der Netzfrequenz kommen. Auch weit von einem Fehlerort entfernte Windenergieanlagen können die Frequenzänderung erfassen und darauf reagieren. Sinkt die Netzfrequenz z.B. um mehr als 50 mHz innerhalb von 1 Sekunde, so sollte zusätzliche Leistung in das Netz eingespeist werden.
Steigt die Netzfrequenz dann wieder an, so treten Schwingungen auf und machen eventuell eine zusätzliche Einspeisung von Reserveenergie, d.h. eine Dämpfung der Schwingung, notwendig.
Typische Schwankungen der Netzfrequenz in Folge netzweiter Schwingungen ("Inter Area Oscillations") liegen in Europa (UCTE-Netz) zur Zeit zwischen 0,2 und 0,8 Hz. Bei dem in Figur 3 gegebenen Fall (0,22 Hz = Periodendauer 4,5 s) muss die Windenergieanlage also 2,25 Sekunden zusätzliche Leistung in das Netz einspeisen und 2,25 Sekunden die Leistungseinspeisung in das Netz reduzieren, um die Schwingung dämpfen zu können.
Soll die Drehzahl der Windenergieanlage sich (bei Nenndrehzahl) z.B. um nicht mehr als 50 rpm ändern, könnte z.B. 5 % der Augenblicksleistung für eine Dämpfung von Eigenfrequenzen des Netzes genutzt werden.
Konventionelle Konzepte der Frequenzregelung nutzen eine Androsselung (durch Verstellen des Blattwinkels bei Windenergieanlagen), um Leistungsreserven für Regelungsaufgaben bereitzuhalten.
Durch Nutzung der gespeicherten Energie kann eine Reduktion des Regelungsaufwandes bei minimaler Ertragsreduktion erzielt werden. Bei einer Frequenzregelung mit 2 % der Nennleistung kann z.B. im Betrieb oberhalb von Nennwind durch eine Anpassung des Blattwinkels (Windenergieanlage ist schon angedrosselt, um die Leistung zu begrenzen) die Leistung wieder erhöht werden. Hierbei sind natürlich die Auslegungsgrenzen der Windenergieanlage (ggf. in Abhängigkeit der aktuellen Umgebungsbedingungen) zu beachten. Unter Nennwind kann für bis zu 30 Sekunden mehr (bei abnehmender Frequenz) oder weniger (bei zunehmender Frequenz) Energie in das Netz eingespeist werden, ohne dass ein Betrieb mit angedrosselter Windenergieanlage (und damit deutlichen Ertragsverlusten) notwendig ist. Es ist bekannt, dass die in einem Netz verfügbare, durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellte Regelleistung nur mit einer zeitlichen Verzögerung aktiviert werden kann. Eine übliche Vorgabe ist, dass innerhalb von 5 Sekunden 50 % der verfügbaren Primärregelenergie aktiviert werden soll und erst innerhalb von 30 Sekunden die gesamte bereitgestellte Primärregelenergie verfügbar sein muss. Hier liegt ein Vorteil der Erfindung, die es ermöglicht, diese Lücke in gewissen Grenzen zu schließen, weil die Aktivierung der Reserveenergie der Windenergieanlagen innerhalb von weniger 100 ms nach Erkennung des Frequenzabfalls möglich ist.
Zwar ist die insgesamt verfügbare Energie begrenzt, sie ist jedoch geeignet, die Zeit zu überbrücken, bis
a) konventionelle Kraftwerke zusätzliche Regelleistung bereitstellen und b) Windenergieanlagen, die z.B. sich auf Grund eines Spannungseinbruchs vom Netz getrennt haben, wieder Leistung einspeisen.
Wie aus Figur 1 ersichtlich ist, führt die Aktivierung von Reserveenergie z.B. bei einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s auch bei einem Absinken der Drehzahl um 200 rpm nur zu einem minimalen Absinken der Leistung, die aufgrund der Aerodynamik der Rotorblätter eingespeist werden kann.
Anders ist die Situation bei hohen Windgeschwindigkeiten. Hier führt ein Absinken der Drehzahl um 200 rpm zu einem schlechteren Arbeitspunkt. Die Leistung, die in diesem Arbeitspunkt (AP2) in das Netz eingespeist werden kann, liegt deutlich unter der Leistung, die bei Nenndrehzahl eingespeist werden kann (AP1). Dies wirkt zunächst wie ein Nachteil des Verfahrens, da nach Beendigung der Reserveenergieeinspeisung weniger Leistung eingespeist werden kann als vor der Aktivierung. Bei einer genaueren Betrachtung zeigt sich jedoch, dass die Windgeschwindigkeit zeitlich und örtlich unterschiedlich ist. Wird eine größere Anzahl von Windenergieanlagen im Netz betrieben, wird es im Fall einer im Mittel hohen Windgeschwindigkeit auch eine nennenswerte Anzahl von Windenergieanlagen geben, bei denen die Windgeschwindigkeit über der Nennwindgeschwindigkeit liegt. Diese Windenergieanlagen werden schon angedrosselt betrieben, d.h. die Windverhältnisse würden eine höhere Einspeisung erlauben als durch die Windenergieanlagen eingespeist wird. Diese Windenergieanlagen können, sofern sie in der Lage sind, befristet mehr als Nennleistung in das Netz zu speisen, das Absinken der Drehzahl nach Aktivierung der Reserveenergie durch eine Veränderung des Blattwinkels nicht nur begrenzen, sondern die Drehzahl sogar wieder auf ihren ursprünglichen Wert zurückregeln. Sofern die Auslegung der Windenergieanlage das zulässt, können sie sogar längerfristig (z.B. für 30- 60 Sekunden statt nur für 5 s - 10 s) 10 % mehr Leistung in das Netz einspeisen. Sie können damit z.B. so lange mehr Energie einspeisen, bis die Windenergieanlagen, die nach Beendigung der Reserveenergieeinspeisung in einen ungünstigen Arbeitspunkt betrieben werden, wieder ihren ursprünglichen Arbeitspunkt angefahren haben.
Als Beispiel einer Auslegung im Fehlerfall wird eine Windenergieanlage mit 1,5 MW Nennleistung und 70 m Rotordurchmesser zu Grunde gelegt:
Die Massenträgheit der Windenergieanlage beträgt ca. 450 kgm2, die Nenndrehzahl ist 1780 rpm und somit ergibt sich eine kinetisch gespeicherte Energie von 7,6 MWs.
Bei Nenndrehzahl steht bei einer Absenkung der Drehzahl um 200 rpm dann eine Energie von 760 kWs zur Verfügung. Somit kann z.B. für 10 Sekunden bs zu 163 kW Leistung (bis zu 11 % der Nennleistung) oder für 5 Sekunden bis zu 22 % der Nennleistung zusätzlich eingespeist werden.
In Figur 2 ist der Leistungsbeiwert als Funktion von Blattwinkel und Schnelllaufzahl dargestellt, d.h. dem Verhältnis von Umfangsgeschwindigkeit der Blattspitze zur anströmenden Windgeschwindigkeit. Der Leistungsbeiwert beschreibt den Teil der Energie, der dem Wind durch die Rotorblätter entzogen werden kann. Höhere Werte sind daher anzustreben.
Durch das Absinken der Drehzahl in Folge der Aktivierung der Reserveenergie verändert sich der Arbeitspunkt von AP1 in Richtung AP2a. Es verschlechtert sich der Leistungsfaktor und damit sinkt die Leistung, die die Windenergieanlage aus dem Wind gewinnen kann. Durch eine Veränderung des Blattwinkels kann der Effekt aber reduziert werden, indem ein Betrieb im Arbeitspunkt AP2b angestrebt wird. Anzumerken ist, dass es im Betrieb einer Windenergieanlage keine wirklich stationären Arbeitspunkte gibt. Real variieren die Betriebsbedingungen (z.B. Windgeschwindigkeit) ständig, so dass durch eine dynamische Regelung die Windenergieanlage in einem Arbeitsbereich gefahren wird. Dies ist durch den unscharfen Verlauf des Blattwinkels in der Figur 2 angedeutet worden. Gibt es Vorgaben für eine minimal bereitzuhaltende Energie, wird die Mindestdrehzahl der Windenergieanlage entsprechend vorgegeben, und sofern es die Windverhältnisse ermöglichen, auch eingehalten.
Sinkt die Netzfrequenz innerhalb einer Sekunde um mehr als 0,05 Hz, wird die Reserveenergie aktiviert. Die von der Windenergieanlage in das Netz eingespeiste Leistung wird kurzfristig um 10 % gegenüber der gemäß Windenergieanlagen-Kennlinie aktuell durch den Wind verfügbaren Leistung erhöht.
Die Aktivierung der Reserveenergie erfolgt für maximal 10 Sekunden. Steigt in der Zwischenzeit die Netzfrequenz wieder auf den Wert der Nennfrequenz, wird die Reserveenergieeinspeisung (vorzeitig) beendet. Nach Beendigung der zusätzlichen Energieeinspeisung kehrt die Windenergieanlage wieder zum alten Arbeitspunkt zurück. Es wird im Mittel nur noch maximal so viel Energie eingespeist, wie durch den Wind verfügbar ist.
Figur 3 zeigt ein Beispiel (Lastausfall am 16.12.1997 in Spanien: 500 MW. Messungen der Inter-Area-Schwingungen 0,22 Hz in Frankreich und Deutschland) für eine gemessene Schwingung der Netzfrequenz des Energieversorgungsnetzes, wie sie gemäß vorliegender Erfindung gedämpft werden kann. Die untere Kurve zeigt den zeitlichen Verlauf der Leistung (Maßstab rechts). Die oberen Kurven zeigen die an zwei Orten gemessenen Frequenzen (Maßstab links), und zwar in Cantegrit (Frankreich), also in der Nähe des Ortes der Störung, und in Uchtelfangen (Deutschland), also weiter entfernt vom Ort der Störung. Typische Schwankungen der Netzfrequenz infolge netzweiter Schwingungen ("Inter Area Oscillations") liegen in Europa (UCTE-Netz) zur Zeit zwischen 0,2 und 0,8 Hz. Diese Schwingungen sind in ihrer Amplitude wenig ausgeprägt und sind teilweise nur schwach gedämpft. Durch ihre Periodizität ist es einer zentralen oder dezentralen Netzüberwachung möglich, ein auf die Schwingung synchronisiertes, gegenphasiges Regelsignal zu generieren, mit welchem die Steuereinrichtung zur Bereitstellung von kinetischer Regelenergie angesprochen wird. Im oben angegebenen Fall (0,22 Hz = Periodendauer 4,5 s) muss die Windenergieanlage also 2,25 s lang zusätzliche Leistung in das Netz einspeisen und 2,25 s lang die Leistungseinspeisung in das Netz reduzieren, um die Schwingung zu dämpfen. Durch ihre Periodizität ist bei Auswahl eines geeigneten Filters eine deutlich niedrigere Ansprechschwelle des Regelverfahrens sinnvoll, als es im Fall einer Netzstörung der Fall ist. So kann es sinnvoll sein, schon ab einer Amplitude von 0,001 Hz ein Stellsignal zu generieren, wenn die Schwingung für längere Zeit vorliegt (z.B. mehr als 5 - 10 Perioden).

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Betrieb mindestens einer Windenergieanlage mit einem Rotor und einem mit dem Rotor gekoppelten elektrischen Generator zum Abgeben elektrischer Leistung in ein Energieverteilungsnetz mit Hilfe einer Regeleinrichtung, die den Betrieb der Windenergieanlage in deren Arbeitsbereich sicherstellt, dadurch gekennzeichnet, dass in Abhängigkeit von der Änderung eines Netzbetriebsparameters und für eine Zeitspanne die Windenergieanlage so geregelt wird, dass eine höhere Leistung in das Netz eingespeist wird als zum Arbeitsbereich des stationären Betriebes gehört.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Windenergieanlage in Abhängigkeit des Auftretens eines Grenzwert- oder Störungssignals gesteuert und/oder geregelt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass das Grenzwert- oder Störungssignal entweder lokal an der Windenergieanlage oder im Abstand zu dieser im Energieverteilungsnetz erzeugt wird.
BESTATIGUNGSKOPIE
4. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass eine Mehrzahl von Windenergieanlagen über eine Mehrzahl unterschiedlicher Signale angesteuert wird, wobei diese Signale von einer zentralen Netzsteuerung erzeugt werden können.
5. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass als Betriebsparameter die Netzfrequenz und/oder die Netzspannung und/oder deren Änderungsgeschwindigkeit herangezogen wird.
6. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass das Störungssignal bei einem Frequenzabfall im Bereich unterhalb von 0,2 Hz und/oder bei einer Abnahme von über ca. 0,05 Hz in 1 s erzeugt wird.
7. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass als vorgegebene Zeitspanne eine Zeit von ca. 0,05 bis 60 s, vorzugsweise einige Sekunden gewählt wird.
8. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 2 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Signale kontinuierlich an die Windenergieanlagen basierend auf Messungen und/oder Statistiken und/oder empirischen Daten abgegeben werden.
9. Verfahren zum Bereitstellen von Regelleistung oder Primärregelleistung für ein elektrisches Energieerzeuger- und -Verteilernetz, an welches eine Vielzahl von Kraftwerken, darunter Windenergieanlagen, angeschlossen ist, dadurch gekennzeichnet, dass die kinetische Energie der rotierenden Massen von Windenergieanlagen die Regelleistung liefert.
10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass bei Überschreiten eines vorgegebenen Grenzwerts entsprechende Signale kontinuierlich an die Windenergieanlagen abgegeben werden, um überregionale Netzfrequenzschwingungen oder -Schwankungen zu dämpfen.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass Prognosewerkzeuge herangezogen werden, die das zu erwartende Angebot an Windenergie für jede einzelne Windenergieanlage, basierend auf Messungen und/oder Statistiken und/oder empirischen Daten extrapolieren.
12. Verfahren zur Regelung einer Windenergieanlage, aufweisend mindestens einen einen Rotor und einen Generator umfassenden Triebstrang und einer Regeleinrichtung, wobei die Windenergieanlage eine bauartbedingte Mindestdrehzahl zur Netzeinspeisung aufweist, dadurch gekennzeichnet, dass die Regeleinrichtung die Leistungsabgabe so regelt, dass die Rotordrehzahl stets oberhalb eines oberhalb der Mindestdrehzahl liegenden Grenzwertes liegt, bei welchem die zwischen der Mindestdrehzahl und dem Drehzahlgrenzwert in den rotierenden Massen gespeicherten kinetische Energie größer ist als eine vorgebbare Mindestregelenergie.
13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Rotordrehzahl bei Über- bzw. Unterschreitung eines vorgebbaren Grenzwertes, eines Netzparameters oder bei Empfang eines externen Signals unter zeitlich begrenzter, erhöhter Leistungsabgabe des Generators vorübergehend reduziert wird.
14. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass bei der Reduzierung der Drehzahl durch erhöhte Leistungsabgabe der Blatteinstellwinkel so nachgeregelt wird, dass er für die vorliegenden Wind- und Drehzahlverhältnisse die optimale Leistungsaufnahme aus dem Wind ermöglicht.
15. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 9 bis 14, gekennzeichnet durch mindestens eine der Verfahrensstufen nach den Ansprüchen 1 bis 5 und 7 und 8.
16. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 9 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass das Störungssignal bei einem Frequenzabfall im Bereich zwischen 0,01 Hz und 0,2 Hz in 1 s erzeugt wird, vorzugsweise bei 0,05 Hz pro s.
17. Windenergieanlage mit einem Rotor, einem mit dem Rotor gekoppelten elektrischen Generator und einem Umrichter zum Abgeben elektrischer Leistung in ein Energieverteilungsnetz mit Hilfe einer Regeleinrichtung, gekennzeichnet durch mindestens eines der Merkmale der Ansprüche 1 bis 16.
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