WO2018166923A1 - Testverfahren zum testen des verhaltens eines windparks auf ein unterfrequenzereignis - Google Patents

Testverfahren zum testen des verhaltens eines windparks auf ein unterfrequenzereignis Download PDF

Info

Publication number
WO2018166923A1
WO2018166923A1 PCT/EP2018/055954 EP2018055954W WO2018166923A1 WO 2018166923 A1 WO2018166923 A1 WO 2018166923A1 EP 2018055954 W EP2018055954 W EP 2018055954W WO 2018166923 A1 WO2018166923 A1 WO 2018166923A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
frequency
test
wind
mode
event
Prior art date
Application number
PCT/EP2018/055954
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Wolfgang De Boer
Kai BUSKER
Sönke ENGELKEN
Original Assignee
Wobben Properties Gmbh
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 Wobben Properties Gmbh filed Critical Wobben Properties Gmbh
Priority to EP18712123.1A priority Critical patent/EP3596795A1/de
Priority to CA3055462A priority patent/CA3055462C/en
Priority to US16/494,210 priority patent/US20200049131A1/en
Publication of WO2018166923A1 publication Critical patent/WO2018166923A1/de

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B23/00—Testing or monitoring of control systems or parts thereof
    • G05B23/02—Electric testing or monitoring
    • G05B23/0205—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults
    • G05B23/0218—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults characterised by the fault detection method dealing with either existing or incipient faults
    • G05B23/0256—Electric testing or monitoring by means of a monitoring system capable of detecting and responding to faults characterised by the fault detection method dealing with either existing or incipient faults injecting test signals and analyzing monitored process response, e.g. injecting the test signal while interrupting the normal operation of the monitored system; superimposing the test signal onto a control signal during normal operation of the monitored system
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/40—Testing power supplies
    • 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
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
    • H02J3/241—The oscillation concerning frequency
    • 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
    • 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
    • F03D17/00—Monitoring or testing of wind motors, e.g. diagnostics
    • 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
    • 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
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a test method for testing a behavior of a wind farm for an underfrequency event. Moreover, the present invention relates to a wind farm with multiple wind turbines, which is prepared to carry out such a test method. Furthermore, the invention relates to wind turbines of such a wind farm.
  • a virtual frequency can be given to the corresponding controller of the wind energy plant instead of the actually measured grid frequency.
  • a frequency profile is artificially predetermined over a short period of time and entered into the controller as the actual network frequency.
  • the controller responds to this virtual frequency response as if this were the actual frequency response of the network frequency, at least in terms of a power specification.
  • the wind power plant then generates additional power from the rotational energy of the wind energy plant and feeds it into the electrical supply network. It is then possible to check the change in the fed-in electrical power especially in the knowledge of this virtual frequency characteristic, and it can also be documented how the wind turbine actually behaves on such an underfrequency event.
  • each wind turbine of the wind farm reacts independently to the underfrequency event and independently increases its power for a short time.
  • each wind turbine independently monitors the frequency and carries out the support described above.
  • the wind farm as a whole provides support by the sum of all power increases of the wind energy plants of the wind farm.
  • the invention is thus based on the object of addressing at least one of the abovementioned problems; in particular, a test method for a frequency event, in particular an underfrequency event for a wind farm, is to be proposed, which also yields results that are as realistic as possible. At least an alternative solution to known solutions should be proposed.
  • a test method is proposed. This test method is therefore intended to test the behavior of a wind farm for a frequency event.
  • a frequency event is a situation in the electrical supply network in which the grid frequency leaves a normal range, particularly falls too much or rises too high. Absolute values as well as relative values can be exceeded.
  • a particularly important case is to test an underfrequency event in which the grid frequency drops too much.
  • Such a wind farm has several wind turbines, which feed electrical power into an electrical supply network. Usually a wind farm feeds in via a common grid connection point in the electrical supply network. But it is also considered that a correspondingly large wind farm has several smaller wind farms, which are controlled together via a parent central park control and feed it via different network connection points in the electrical supply network. Even such a large wind farm can be understood here as a wind farm and tested with the proposed test method.
  • Each wind turbine has a rotor with one or more rotor blades, usually a rotor with three rotor blades, with which wind power is generated from wind and fed into the electrical supply network.
  • the wind power is the power which can currently be taken from the prevailing wind and fed into the electrical supply network.
  • the electrical supply network has a mains voltage with a mains frequency, as is also common practice.
  • the network frequency therefore refers to the frequency that the mains voltage currently has in each case.
  • the network frequency corresponds to a network nominal frequency, e.g. 50 Hz in the European grid or 60 Hz in the US grid, but may also differ.
  • An underfrequency event is one in which the grid frequency drops significantly below the nominal grid frequency. For example, this may already be the case at 0.3 percent of the network frequency below the nominal network frequency.
  • the wind turbines of the wind farm each have a frequency mode, which is referred to as underfrequency mode in the case of underfrequency.
  • This frequency mode describes a mode in which the fed-in power is temporarily changed in the event of a frequency event as a function of the mains frequency. It is at this moment of the frequency event, which usually does not last long, fed a different power than the wind power, so a different power than the moment can be taken from the wind. That can be more, but also less power.
  • a possible frequency mode may provide that, in the event of an overfrequency, the wind farm reduces the power fed into the electrical supply network, at least for a short time. Such a reduction is made by the wind turbines and for the entire parking functionality the proposed test method can be used for the test.
  • this describes a mode which, in the event of an underfrequency event, feeds additional electrical power from rotational energy of the rotor into the electrical supply network as a function of the grid frequency for a short time in relation to wind power.
  • this underfrequency mode therefore, an underfrequency event is detected, or the underfrequency event triggers this underfrequency mode.
  • power is taken from rotational energy of the rotor, so the rotor is decelerated, and this power is fed into the electrical supply network in addition to the wind power. It is therefore fed more power than could be taken in the moment from the wind in a normal mode of operation and fed into the electrical supply network.
  • each of the wind turbines of the wind farm on such a functionality so has a frequency mode, especially a sub-frequency mode, in which they can optionally change.
  • a frequency mode especially a sub-frequency mode
  • any description of the wind power plants of the wind farm concerns only those wind turbines which have such a frequency mode or subfrequency mode and participate in a corresponding grid support. Accordingly, the description concerning the test of such a frequency mode or subfrequency mode at the parking level also concerns only the wind turbines which participate in this test.
  • These wind turbines can also be referred to below as participating in the test wind turbines or simply as participating wind turbines.
  • a parking test mode is now proposed, which is intended to test a behavior of the wind farm in the event of a frequency event, in particular an underfrequency event.
  • the wind turbines each change into their frequency mode or underfrequency mode.
  • the frequency modes or underfrequency modes of the wind turbines participating in the test are simultaneously tested in order to test the behavior of the wind farm. This simultaneous testing is thus part of the park test mode.
  • a test frequency function emulating a frequency event or an underfrequency event is used for this test. In this case, the wind turbines involved are no longer or no longer completely controlled by the measured mains frequency but by the emulated frequency event or underfrequency event of the test frequency function.
  • the frequency modes or underfrequency modes of all participating wind turbines be coordinated by the participating wind turbines controlled by a common time start command at the same time start their frequency mode, in particular that they receive a common start signal at the same time.
  • a same test frequency function is specified for the wind turbines.
  • Each wind turbine then uses the same test frequency function and ensures that all participating wind turbines start synchronously.
  • the participating wind turbines thus receive a common time start command to start at the same time. For this purpose, they can receive a synchronously transmitted tripping command as the time start command. The triggering command is thus transmitted synchronously and all participating wind turbines receive it at the same time and then start immediately with the test.
  • the time start command includes a precise start time and all involved wind turbines have a precise clock or otherwise know the current time precisely. For example, it comes into consideration that they receive an external time signal, eg as part of a GPS signal, and are thus synchronized very precisely in terms of time. It is thus achieved that the same test frequency function is used for each wind turbine. Each wind turbine therefore starts from the same test frequency function and it only has to be ensured that all participating wind turbines also pass through this test frequency function synchronously. For this it is sufficient that all wind turbines assume the same test frequency function and a time-synchronized start signal is present.
  • the transmission of a time-synchronized start signal is time-critical, or another precise synchronization of the wind turbines is used.
  • the test frequency function may have previously been transmitted or, for example, previously deposited in the wind turbine.
  • the test frequency function is stored in each wind turbine. Then, the common test and thus the Parktestmodus can be carried out in a simple manner by the fact that only a common start signal needs to be transmitted simultaneously to all participating wind turbines.
  • test frequency functions are stored in each participating wind turbine.
  • the same test frequency functions are stored in the participating wind turbines.
  • the test frequency functions that are stored in a wind turbine are therefore also stored in each of the other participating wind turbines.
  • test frequency function In the parking test mode, it is then proposed to select a test frequency function from the several different test frequency functions. In this case, the same test frequency function is selected in each wind turbine involved, so that all participating wind turbines form the same frequency function for the test. In this way, not only a parking test mode can be triggered in a simple manner and especially without a need for a large transmission bandwidth, but also different frequency profiles can be tested.
  • a selection signal is transmitted to each participating wind turbine for starting the test to select a test frequency function, each wind turbine receiving the same selection signal to select the same test frequency function.
  • different selection signals can be used, as long as they lead to the same test frequency function being selected at each participating wind turbine.
  • a trip command is transmitted synchronously to initiate the underfrequency mode of each participating wind turbine.
  • the selection signal and the tripping command are combined in the start signal.
  • the selection signal does not have to be transmitted synchronously, but can also be transmitted beforehand in order to previously select the corresponding test frequency function. But since both Selection signal and the tripping command only a few bits of data required, both signals, so the selection signal and the tripping command, can be transmitted synchronously synchronously to all participating wind turbines together.
  • each test frequency function indicates a frequency characteristic over a predeterminable course duration. For example, to test an underfrequency event for a history period of 10 seconds, a frequency response is indicated, which falls in the first second of nominal frequency to a lower frequency value, for example, 99 percent of the nominal frequency and from there continuously to the final value of the duration of 10 seconds to the mains frequency again increases.
  • a frequency response is indicated, which falls in the first second of nominal frequency to a lower frequency value, for example, 99 percent of the nominal frequency and from there continuously to the final value of the duration of 10 seconds to the mains frequency again increases.
  • each wind turbine generates in its underfrequency mode an increase in power as a function of a frequency, wherein for testing the underfrequency mode instead of a measured frequency of the said frequency response of the test frequency function is used.
  • the progression duration be adjustable in order to stretch or compress the test frequency function or its frequency response.
  • the duration could be changed from 10 seconds to 20 seconds.
  • the exemplary frequency response would then fall from the nominal frequency to the lowest frequency value of 99 percent of the nominal frequency in the first two seconds and then increase again to nominal frequency over the remaining 18 seconds up to the value of 20 seconds.
  • the fundamental frequency response ie the characteristic of the selected frequency response, remains the same, but is stretched from the 10 seconds to the 20 seconds.
  • other times can be selected, as well as a smaller course duration, thereby upsetting the frequency response.
  • the progression period Tv is subdivided into a plurality of identical sampling time steps, with a step duration ⁇ , which designates the duration of each sampling time step, and a step number k, which indicates the number of sampling time steps of the duration Tv, such that the duration Tv by setting the step duration ⁇ can be adjusted.
  • These frequency values thus have the step duration as a temporal distance from one another.
  • a frequency value can thus be stored for each sampling time step, and these frequency values are retrieved bit by bit at intervals of the step duration.
  • the step duration is now increased or decreased.
  • the frequency values are then retrieved correspondingly less frequently or more frequently, with their number, namely the number of steps, remaining the same.
  • the frequency curve is then set up with the same frequency values, but in a longer or shorter time.
  • the stretching or compression of the frequency response can be achieved indirectly by a predetermined time step, ie by specifying the step duration.
  • the frequency profile stored in the wind energy plant is discretely resolved for this purpose and consists for example of 100 values for a preset duration of 10 seconds. However, these 100 values can be interrogated with different time steps, whereby preferably the assumed frequency value is kept constant between two interrogation times.
  • the step duration of the sampling time step for the sampling times is preset to a value of about 100 ms and / or can be set or varied within a range of 10 ms to 1000 ms, in particular in 10 ms steps.
  • the duration of each participating wind turbine is set to a same value, so that despite changing the duration of all wind turbines make the same change and thus in the result again the same test frequency function, ie the same frequency curve basis.
  • information for changing or setting the course duration is transmitted with the start signal.
  • an amplitude factor is predetermined in order to set the amplitude of the test frequency function or the amplitude of the frequency response in order to set the amplitude of the test frequency function or its frequency profile.
  • This also allows a stored test frequency function can be varied in a simple manner and with little data.
  • the amplitude factor in each participating wind turbine should be set to an equal value.
  • it is also proposed to set this amplitude factor by the start signal. It can thus be made in a simple manner, a variation in the amplitude of the emulated frequency.
  • the change or adjustment of the course duration is combined with the change or adjustment of the amplitude factor.
  • a selection signal is transmitted to each wind turbine, which selects a test frequency function, and also transmits a course duration or an adjustment factor for adjusting the progression duration in order to set the test frequency function or its frequency profile with regard to their time extension, that is, if necessary to stretch or compress, and it is the amplitude factor transmitted, thereby also adjust the amplitude of the test frequency function or its frequency response.
  • a frequency profile can be selected in a simple manner and also adjusted in terms of its time horizon and its amplitude.
  • the tripping command is synchronously transmitted to all participating wind turbines and all the wind turbines involved then synchronously perform a frequency or underfrequency mode.
  • the wind energy installation feed additional electrical power from rotational energy of the rotor into the electrical supply network when the grid frequency falls below a predetermined frequency value.
  • the additional electrical power from rotational energy of the rotor is controlled in dependence on the further course of the network frequency.
  • a tax law is stored in the wind turbine for controlling the additional power from rotational energy of the rotor in dependence on the further course of the grid frequency.
  • This tax code indicates the level at which the additional electrical power is frequency of the detected frequency.
  • further information is optionally taken into account, in particular the rotational speed of the rotor of the wind turbine and / or a period of time since the beginning of the underfrequency event and / or within a predetermined period before the current Unterfrequenze- reignis already had an underfrequency event and operated the wind turbine already in the lower frequency mode has been.
  • the underfrequency mode is automatically triggered by the wind energy plant as soon as the grid frequency falls below the predetermined frequency value.
  • the frequency is considered and only the behavior of the frequency triggers the underfrequency mode.
  • falling below a predetermined frequency value is also falling below a predetermined frequency gradient into consideration, so if the frequency drops particularly strong.
  • both criteria can also be combined by, for example, triggering only taking place when a predetermined frequency value has been undershot and, in addition, a predetermined frequency gradient has been undershot.
  • the test frequency function in the wind turbine indicates the frequency response as the mains frequency, and the test starts when this frequency characteristic falls below the predetermined frequency value, thereby triggering the underfrequency mode for testing. Accordingly, of course, the predetermined frequency gradient can also be taken into account here for triggering.
  • the frequency response is given instead of the measured frequency, which as such does not yet have to lead to the triggering of the underfrequency mode.
  • the frequency characteristic of the test frequency function is regularly selected so that it soon falls below the predetermined frequency value, in order thereby to trigger the underfrequency mode.
  • a central park control is provided for controlling the wind farm.
  • This central park control synchronously transmits the start signal to all participating wind turbines, thereby triggering the park test mode.
  • a predetermined frequency characteristic is then used and considered instead of the measured mains frequency, and this consideration is started by the tripping command synchronously for all wind turbines. All wind turbines then also go through the respective frequency response synchronously. Falls below this Frequency course the predetermined frequency value, for example, after one second, then in each case the wind energy in each case the underfrequency mode is started synchronously and also run through synchronously in each wind turbine, or whether this is done, is tested by it. In the same way, of course, the interruption of the predetermined frequency gradient could lead to the synchronous release synchronously for all of them.
  • a test method is also proposed for testing a wind farm for a frequency event, in particular for underfrequency events, wherein in a parking test mode for testing a behavior of the wind farm in the case of a frequency event or underfrequency event, the wind turbines respectively change to their frequency mode or underfrequency mode
  • the frequency modes or underfrequency modes of the wind turbines are coordinated by the fact that test frequency values of a test frequency characteristic are transmitted to all participating wind turbines. This is preferably done in real time in order to emulate the same network frequency profile for all participating wind turbines.
  • test frequency values it is also possible for test frequency values to be present synchronously at the respective wind energy plants, thereby using the underfrequency modes synchronously for testing the entire wind farm. It has also been recognized that a possibly high outlay for data transmission may be justified in order to be flexible in specifying the respective frequency characteristics for testing the underfrequency modes and from a central location, especially The central control unit of the wind farm can flexibly specify frequency characteristics for testing.
  • test frequency values are interpolated into each participating wind energy plant, in order thereby to obtain a coherent frequency profile of the network frequency to be emulated.
  • it is not necessary to transmit a test frequency value to all wind turbines at each time of measurement at which the grid frequency was previously recorded and taken into account. It may therefore be sufficient to transmit test frequency values at a significantly lower data rate and to obtain the values therebetween by interpolation.
  • the problem that a real-time transmission of a test frequency value at each sampling instant of the controller controlling the underfrequency mode would require a very high data rate and possibly be quite costly could be addressed thereby.
  • the test frequency curve is transmitted from a central parking control unit to the wind turbines and, in addition or alternatively, the test frequency profile is predetermined by the central parking control unit in order to adapt the test frequency characteristic to curves of the grid frequency to be tested.
  • the test frequency profile is predetermined by the central parking control unit in order to adapt the test frequency characteristic to curves of the grid frequency to be tested.
  • This makes it possible to control this test also centrally from a central parking control unit. This even makes it possible to take into account the behavior which is taking place, that is to say in particular the power values that are set, and, if appropriate, to adapt the frequency response. This could possibly also be used to emulate a reaction of the electrical supply network to such an underfrequency behavior of the park.
  • test frequency curve is adapted as a function of a resulting behavior of the wind turbine. This is especially suggested during test park mode. It is thus possible here to react to the behavior of the wind energy plant and thus to the behavior of the wind farm as a whole. The test of the underfrequency event can thus be adjusted even closer to reality.
  • this adjustment is made as a function of a sum of all additional electrical powers fed into the electrical supply network from rotational energy of the rotor.
  • it is considered how much power in total was additionally generated and fed in the wind farm in this parking test mode.
  • the emulated frequency response can be adjusted.
  • Such a property of the common grid connection point may be, for example, a short-circuit current ratio at the grid connection point or an inertia constant of a set of synchronous generators directly coupled to the electrical supply network, especially in a predetermined section of the electrical supply network.
  • a wind farm is also proposed, in which a test method according to at least one embodiment described above is implemented.
  • a wind energy plant is proposed, which has a rotor with one or more rotor blades in order to generate wind power from wind and to feed it into an electrical supply network.
  • This wind turbine has a frequency mode, in particular an underfrequency mode, which changes the fed-in power at a frequency event or an underfrequency event as a function of the mains frequency, in particular wins additional electric power from rotational energy of the rotor for a short time and feeds it into the electrical supply network.
  • the wind turbine is thus prepared to use a predetermined test frequency function as emulated network frequency in response to a start signal in order to test the sub-frequency mode.
  • a start signal can be received as such and, upon receipt, start the use of the test frequency function immediately or after a predetermined waiting time.
  • the start signal may also be generated or triggered depending on a time start command specifying a start time, in particular, the time start command or the start signal from the wind turbine is received from a central control unit of a wind farm. Accordingly, it is proposed that the wind turbine is constructed in a wind farm or is built.
  • the wind turbine is prepared to receive test frequency values of a test frequency course in order to emulate a network frequency profile based thereon.
  • the wind turbine thus receives directly the intended test frequency curve or at least supporting points thereof, and then uses this as an emulated network frequency curve. This also allows several wind turbines to run through a frequency mode or underfrequency mode at the same time, namely based on the same test frequency profile, if this is synchronously transmitted to other wind energy plants.
  • such a wind turbine is prepared to be set up or operated in a wind farm described above; in particular for carrying out a test method according to at least one embodiment described above for testing a behavior of a wind farm. In particular, it behaves like one of several wind turbines that are used for such a test method.
  • Figure 1 shows a wind turbine in a perspective view schematically.
  • FIG. 2 shows a wind farm in a schematic representation.
  • FIG. 3 shows a wind farm, with one of the wind turbines having a schematic structure for clarifying the operation of an underfrequency mode in a test method.
  • FIG. 4 shows a frequency curve of a test frequency function and illustrates the change of a course duration.
  • FIG. 5 schematically shows a frequency characteristic of a test frequency function and illustrates the change of an amplitude factor.
  • FIG. 1 shows a wind energy plant 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set in rotation by the wind in rotation and thereby drives a generator in the nacelle 104 at.
  • FIG. 2 shows a wind farm 1 12 with, by way of example, three wind turbines 100, which may be the same or different.
  • the three wind turbines 100 are thus representative of virtually any number of wind turbines of a wind farm 1 12.
  • the wind turbines 100 provide their power, namely in particular the 5 generated power via an electric parking network 1 14 ready.
  • a transformer 1 16 which transforms the voltage in the park, to then at the feed point 1 18, which is also commonly referred to as PCC, in the supply network 120th feed.
  • Figure 2 is only a simplified illustration of a wind farm 1 12 which, for example, does not show control, although of course there is control.
  • the parking network 1 14 be designed differently, in which, for example, a transformer at the output of each wind turbine 100 is present, to name just another embodiment.
  • FIG. 3 shows a wind farm 300, which basically corresponds to that of FIG. Both figures 2 and 3 are in each case schematic representations of the wind farm.
  • the wind farm 300 of Figure 3 shows four wind turbines 302, which are also exemplary of other wind turbines.
  • One of the wind turbines 302 shown includes all elements of the structure shown within the dashed frame, so that the dashed frame is provided with the reference numeral 302.
  • 20 is also provided that the other wind turbines 302 have the same or the same structure, and they may differ in detail.
  • a parking control 304 is provided, which can control all wind turbines 302 of the wind farm 300.
  • control variables which are transmitted and exchanged only a few are shown which serve to explain the present invention. It is also possible to transmit other and further data, and it may not be necessary to transmit all the variables shown.
  • the tripping command Ts, the selection signal N, the step duration TK and the amplitude factor FA are transmitted. These elements can also be transmitted in a common test signal, which can also be called a start signal.
  • the transmission takes place to each of the wind turbines 302. There they are transmitted to the coordination controller 306.
  • This coordination controller co-ordinates the scheduled test and forwards the corresponding commands to the respective elements.
  • a plurality of test frequency functions 308a, 308b and 308c are stored in each wind turbine 302, each having a frequency characteristic as a test function.
  • These test frequency functions are also designated there as fi, fc and fk.
  • the last test frequency function 308c or fk is only hinted at and symbolizes that basically any number of test frequency functions can be stored. In most cases, however, only a few test frequency functions, such as two or three test frequency functions, are sufficient.
  • the selection signal N determines which of the stored test frequency functions 308a to 308c or the stored frequency characteristics are selected for the test. This is illustrated by a selection switch 310, which can however also be implemented differently, for example by a software selection, that is to say by programming. In any case, depending on the selection signal N, one of the test frequency functions 308a to 308c is selected.
  • the trigger command Ts is provided. This is converted in the coordination control 306 into a start command which can start the test by the start switch 312. Also, the start switch 312 is to be understood here particularly symbolically.
  • the process takes place in particular in such a way that the system controller 314 receives the frequency curve of the test frequency function 308a, 308b or 308c as the frequency to be taken into account with the start command, that is to say with the symbolic switching on of the start switch 312, and changes over to this test for the purpose of this test.
  • the plant controller 314 basically controls the inverter 316 shown as an example. For this purpose, it transmits, inter alia, a desired value for the active power P. In principle, this desired value of the active power P can also be transmitted to other control devices of the wind energy plant, which is indicated by the dashed lines Line to the nacelle of the wind turbine is indicated.
  • the system controller 314 controls the inverter 316 inter alia as a function of the frequency f, which is detected by means of the frequency measuring device 318. This frequency detection can take place on the side of the transformer 320 shown, or also in a region towards the parking network 324. In any case, as a result, with the frequency measuring device 318 the mains frequency f of the electrical supply network 322, that is to say the alternating voltage in the electrical supply network 322, is detected. Of course, other variables are also captured, but they are not shown here.
  • the mains frequency f as well as the phase position and further variables are also detected in order to drive the inverter 316 in a technically correct manner.
  • the test frequency fr is used for the specification of the active power P but now the test frequency fr is used.
  • test case is terminated again and the system controller 314 then again uses the network frequency f.
  • each wind energy plant 302 initially feeds into the parking network 324, which is only indicated here.
  • the further shown parking grid transformer 326 may identify the common grid connection point 328 of the wind farm 300. However, it is also possible to use and test a wind farm which comprises a plurality of wind farms and / or feeds into the electrical supply grid via a plurality of grid connection points.
  • FIG. 4 shows a frequency characteristic of a test frequency function, for example the test frequency function 308a, as indicated in FIG.
  • Its frequency curve 408 begins at time to with nominal frequency fN. The frequency then drops rapidly down to the value FA, for example, 99 percent of the nominal frequency fN can amount. Then the frequency rises again at time ti and again reaches the nominal frequency fN. This is just an illustrative progression, and the nature of the frequency response may also be different, as indicated for example by the test frequency function 308b of FIG. In any case, the frequency curve 408 shown for the duration Tv is predetermined. If this duration has ended, the test as a whole and thus the subfrequency mode and thus the park test mode must also be ended.
  • the duration of the test is also changed with the change of the end time, ie t'i or t "i
  • the actual underfrequency mode ie the specification of an increased active power P, can be triggered solely depending on the frequency values , So either the measured network frequency f or the emulated frequency fr, below a predetermined value, the underfrequency mode is triggered.
  • the frequency response does not necessarily start at the nominal frequency fN. Frequently, however, the network frequency has approximately this value. According to a variant, instead of the nominal frequency fN, the frequency currently available at the moment can be used. For a test of another frequency event, such as, for example, an overfrequency event, or a frequency oscillation, a corresponding frequency characteristic is stored analogously.
  • FIG. 5 likewise shows a test frequency function with a frequency curve 408 corresponding to FIG. 4.
  • FIG. 5 now illustrates that by changing the amplitude, the frequency profile 408 can also be changed in the amplitude direction.
  • the amplitude factor FA can be reduced or increased
  • FIG. 5 shows by way of example an enlargement to the enlarged amplitude factor F'A.
  • the amplitude factor FA is also considered to use the amplitude factor FA actually as a factor that assumes the value 1, if the amplitude of the stored frequency test function or the stored frequency response is to be maintained and otherwise positive to change Values above or below 1 are used.
  • an offset is provided and added or subtracted.
  • the invention thus starts from the following assumption. Especially with underfrequency events in the grid, some wind turbines can make a contribution to the stability of the frequency with a short-term increase in the power fed into the grid.
  • This functionality is implemented in the wind turbine control because a fast response is required when passing certain frequency measurements.
  • a test of this function is only possible in wind turbines in the field in that in the control of the wind turbine, a virtual frequency value, which differs from the actually measured frequency, namely usually the grid frequency, is specified. This is due to the fact that the actual network frequency can not be easily manipulated or allowed.
  • the wind farm controller send a trigger signal to all wind turbines in a wind farm within a very small time window, which can also be referred to as a start signal that initiates an almost simultaneous triggering of the function inertia emulation the function of providing increased power at a frequency drop based on a virtual frequency signal in all wind turbines.
  • a trigger signal or start signal contains the following two information, namely:
  • a selection signal to select one of the different frequency profiles stored in the wind energy plant control for the test case.
  • the possibility of influencing the frequency response by a change in the time base of the stored frequency response by the central parking control is proposed.
  • the time base which is also referred to synonymously as the course duration, is set to 100 ms in the system by default and can be adjusted in particular by the central parking control device between 10 ms and 1000 ms with a resolution of 10 ms.
  • the proposed method uses a test function that is used in each individual wind turbine.
  • This test function executes a stored simulated frequency event on the system level, namely an underfrequency curve. Depending on the parameterization of the inertia emulation, the corresponding power is then applied at the plant level.
  • the central park control serves as trigger of the Inertia test function at the parking level.
  • the parking control device offers a menu for triggering the triggering of the inertia test function at the system level.
  • Each system which is connected to a data bus of the central parking control, then runs the system-internal test frequency curve.
  • a stored frequency curve is selected in the control of each wind turbine.
  • a numerical value for example, from 1 to 99 can be selected. It may be sufficient if, for example, only 3 curves are stored, so that then between the numbers 1, 2 or 3 can be selected. It is proposed the possibility of compressing or expanding or extending over a change in the course duration, in particular via the change of a step duration, the stored frequency curve.
  • the numerical value 0 means to use a stored default value for the step duration sampling time step, which may be 100 ms or 200 ms, for example. The minimum value is 10ms and the maximum value is 1000ms.
  • each system in the data bus of the central park control system sends a bit signal which carries out the test function at the plant level, that is to say in every wind energy plant.
  • the central park control can not directly trigger the inertia function at the plant level, but only a test of the inertia function. The control of a central park control is otherwise unaffected.
  • the activation of this test requires the input of a service code to prevent abuse.
  • a fast power-frequency control of a wind farm optionally with power setpoints from the wind farm controller can be performed, so that a virtual frequency curve is stored only on the wind farm controller.
  • a correspondingly fast and secure data transmission within the wind farm must be ensured.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Testverfahren zum Testen eines Verhaltens eines Windparks (300) auf ein Frequenzereignis, insbesondere ein Unterfrequenzereignis, wobei der Windpark (300) mehrere Windenergieanlagen (302) aufweist, die elektrische Leistung (P) in ein elektrisches Versorgungsnetz (322) einspeisen, die Windenergieanlagen (302) jeweils einen Rotor (106) mit einem oder mehreren Rotorblättern (108) aufweisen und aus Wind Windleistung erzeugen und in das elektrische Versorgungsnetz (322) einspeisen, das elektrische Versorgungsnetz (322) eine Netzspannung mit einer Netzfrequenz (f) aufweist, die Windenergieanlagen (302) jeweils einen Frequenzmodus aufweisen, in dem bei einem Frequenzereignis in Abhängigkeit der Netzfrequenz (f) kurzzeitig die eingespeiste Leistung (P) verändert wird, in einem Parktestmodus zum Testen eines Verhaltens des Windparks (300) im Falle eines Frequenzereignisses die Windenergieanlagen (302) jeweils in ihren Frequenzmodus wechseln, die Frequenzmodi der am Test beteiligten Windenergieanlagen (302) zugleich getestet werden, um dadurch das Verhalten des Windparks (300) zu testen, wobei die Frequenzmodi zum Testen statt einer gemessenen Frequenz (f) jeweils eine ein Frequenzereignis emulierende Testfrequenzfunktion (308) verwenden und die Frequenzmodi dadurch koordiniert werden, dass die beteiligten Windenergieanlagen (302) gesteuert durch einen gemeinsamen Zeitstartbefehl zeitgleich ihren Frequenzmodus starten und für die Windenergieanlagen (302) jeweils eine gleiche Testfrequenzfunktion (fT) vorgegeben wird.

Description

Testverfahren zum Testen des Verhaltens eines Windparks auf ein Unterfrequenzereignis
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Testverfahren zum Testen eines Verhaltens eines Windparks auf ein Unterfrequenzereignis. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung einen Windpark mit mehreren Windenergieanlagen, der dazu vorbereitet ist, ein solches Testverfahren auszuführen. Weiterhin betrifft die Erfindung Windenergieanlagen eines solchen Windparks.
Es ist bekannt, mit Windenergieanlagen, die elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeisen, auch Stützaufgaben zum Stützen des elektrischen Versorgungsnetzes zu übernehmen. Eine solche Stützaufgabe besteht darin, im Falle einer Unterfrequenz im elektrischen Versorgungsnetz kurzzeitig mehr Leistung in das elektri- sehe Versorgungsnetz einzuspeisen, nämlich mehr Leistung als aktuell dem Wind entnommen werden kann. Dazu kann Rotationsenergie aus dem Rotor der jeweiligen Windenergieanlage verwendet werden. Der Rotor wird also abgebremst und die dadurch entnommene Leistung als zusätzliche Leistung in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist werden. Diese Funktionalität kann dadurch ausgelöst werden, dass die betref- fende Windenergieanlage die Frequenz des elektrischen Versorgungsnetzes, also die Netzfrequenz, überwacht und dann, wenn diese unter einen vorbestimmten Wert abfällt, mit dem Erzeugen zusätzlicher Leistung aus der Rotation des Rotors beginnt.
Um eine solche Funktionalität zu testen, kann der entsprechenden Steuerung der Windenergieanlage statt der tatsächlich gemessenen Netzfrequenz eine virtuelle Frequenz vorgegeben werden. Es wird also beispielsweise ein Frequenzverlauf über einen kurzen Zeitraum künstlich vorgegeben und in die Steuerung als tatsächliche Netzfrequenz eingegeben. Die Steuerung reagiert dann auf diesen virtuellen Frequenzverlauf so, als sei dies der tatsächliche Frequenzverlauf der Netzfrequenz, jedenfalls hinsichtlich einer Leistungsvorgabe. Abhängig von diesem virtuellen Frequenzverlauf erzeugt die Wind- energieanlage dann also zusätzliche Leistung aus der Rotationsenergie der Windenergieanlage und speist diese in das elektrische Versorgungsnetz ein. Es kann dann besonders auch in Kenntnis dieses virtuellen Frequenzverlaufs die Änderung der eingespeisten elektrischen Leistung überprüft werden und es kann dabei auch dokumentiert werden, wie sich die Windenergieanlage tatsächlich auf ein solches Unterfrequenzereignis verhält. Im Falle eines Windparks erfolgt die beschriebene Stützung im Unterfrequenzfall einfach dadurch, dass jede Windenergieanlage des Windparks eigenständig auf das Unterfrequenzereignis reagiert und eigenständig seine Leistung kurzzeitig erhöht. Dazu überwacht jede Windenergieanlage eigenständig die Frequenz und führt die oben beschrie- bene Stützung durch. Der Windpark führt dadurch dann insgesamt eine Stützung durch die Summe aller Leistungserhöhungen der Windenergieanlagen des Windparks durch.
Um ein solches Verhalten des Windparks zu testen, müsste auch hier ein virtueller Frequenzverlauf vorgegeben werden. Die tatsächliche Netzfrequenz soll oder kann aber nicht künstlich in diesen Unterfrequenzfall versetzt werden. Um die genannte Funktionalität des Windparks zu testen, muss also die entsprechende Funktionalität jeder einzelnen Windenergieanlage getestet werden. Ein realitätsnahes Ergebnis ist aber nur zu erwarten, wenn alle Windenergieanlagen zeitgleich auf dasselbe Unterfrequenzereignis reagieren, wenn also auch synchron dieselbe Frequenz zugrunde liegt. Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2008 049 629 A1 und DE 10 2015 201 857 A1.
Der Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der oben genannten Probleme zu adressieren, insbesondere soll ein Testverfahren für ein Frequenzereignis, insbesondere ein Unterfrequenzereignis für einen Windpark vorgeschlagen werden, das auch möglichst realitätsnahe Ergebnisse liefert. Zumindest soll eine zu bekannten Lösungen alternative Lösung vorgeschlagen werden.
Erfindungsgemäß wird ein Testverfahren gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen. Dieses Testverfahren ist also dazu vorgesehen, ein Verhalten eines Windparks auf ein Fre- quenzereignis zu testen. Ein Frequenzereignis ist dabei eine Situation im elektrischen Versorgungsnetz, bei der die Netzfrequenz einen normalen Bereich verlässt, besonders zu stark abfällt oder zu stark ansteigt. Dabei können absolute Werte, aber auch relative Werte überschritten werden. Ein besonders wichtiger Fall ist ein Unterfrequenzereignis zu testen, bei dem die Netzfrequenz zu stark abfällt. Ein solcher Windpark weist mehrere Windenergieanlagen auf, die elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeisen. Meist speist ein Windpark über einen gemeinsamen Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz ein. Es kommt aber auch in Betracht, dass ein entsprechend großer Windpark mehrere kleinere Windparks aufweist, die gemeinsam über eine übergeordnete zentrale Parksteuerung gesteuert werden und dabei über unterschiedliche Netzanschlusspunkte in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen. Auch ein solcher großer Windpark kann hier als Windpark verstanden werden und mit dem vorgeschlagenen Testverfahren getestet werden.
Jede Windenergieanlage weist einen Rotor mit einem oder mehreren Rotorblättern auf, meist nämlich einen Rotor mit drei Rotorblättern, mit denen aus Wind Windleistung erzeugt und in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird. Die Windleistung be- zeichnet hierbei somit diejenige Leistung, die aktuell aus dem vorherrschenden Wind entnommen und in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist werden kann.
Zum Zwecke der Beschreibung der vorliegenden Erfindung können hier Verluste vernachlässigt werden.
Das elektrische Versorgungsnetz weist eine Netzspannung mit einer Netzfrequenz auf, wie das auch allgemein üblich ist. Die Netzfrequenz bezeichnet also diejenige Frequenz, die die Netzspannung jeweils aktuell aufweist. Im Idealfall entspricht die Netzfrequenz einer Netznennfrequenz, z.B. 50 Hz im europäischen Verbundnetz oder 60 Hz im US- amerikanischen Netz, kann davon aber auch abweichen. Ein Unterfrequenzereignis ist eines, bei dem die Netzfrequenz signifikant unter die Netznennfrequenz abfällt. Das kann beispielsweise schon bei 0,3 Prozent der Netzfrequenz unterhalb der Netznennfrequenz der Fall sein.
Die Windenergieanlagen des Windparks weisen jeweils einen Frequenzmodus auf, der im Unterfrequenzfall als Unterfrequenzmodus bezeichnet wird. Dieser Frequenzmodus beschreibt einen Modus, in dem bei einem Frequenzereignis in Abhängigkeit der Netzfre- quenz kurzzeitig die eingespeiste Leistung verändert wird. Es wird in diesem Moment des Frequenzereignisses, das meist nicht lange anhält, eine andere Leistung als die Windleistung eingespeist, also eine andere Leistung als in dem Moment aus dem Wind entnommen werden kann. Das kann mehr, aber auch weniger Leistung sein.
Ein möglicher Frequenzmodus kann vorsehen, dass bei einer Überfrequenz der Wind- park in das elektrische Versorgungsnetz eingespeiste Leistung reduziert, zumindest kurzzeitig. Eine solche Reduzierung wird durch die Windenergieanlagen vorgenommen und für die gesamte Parkfunktionalität kann zum Test das vorgeschlagene Testverfahren verwendet werden.
Für den speziellen Fall des Unterfrequenzmodus beschreibt dieser einen Modus, der bei einem Unterfrequenzereignis in Abhängigkeit der Netzfrequenz kurzzeitig zur Windleis- tung zusätzliche elektrische Leistung aus Rotationsenergie des Rotors in das elektrische Versorgungsnetz einspeist. In diesem Unterfrequenzmodus wird also ein Unterfrequenzereignis erfasst, oder das Unterfrequenzereignis löst diesen Unterfrequenzmodus aus. Dann wird Leistung aus Rotationsenergie des Rotors entnommen, der Rotor wird also abgebremst, und diese Leistung wird zusätzlich zu der Windleistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeist. Es wird hier also mehr Leistung eingespeist, als in dem Moment aus dem Wind in einem normalen Betriebsmodus entnommen und in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist werden könnte.
Grundsätzlich weist jede der Windenergieanlagen des Windparks eine solche Funktionalität auf, hat also einen Frequenzmodus, besonders einen Unterfrequenzmodus, in den sie gegebenenfalls wechseln kann. Besonders bei Mischparks, die unterschiedliche Windenergieanlagen aufweisen, kann es grundsätzlich aber auch vorkommen, dass nicht alle Windenergieanlagen diese Funktionalität aufweisen. In diesem Fall betrifft jegliche Beschreibung der Windenergieanlagen des Windparks hier nur diejenigen Windenergieanlagen, die einen solchen Frequenzmodus bzw. Unterfrequenzmodus aufweisen und sich an einer entsprechenden Netzstützung beteiligen. Entsprechend betrifft die Beschreibung zum Test eines solchen Frequenzmodus bzw. Unterfrequenzmodus auf Parkebene auch nur die Windenergieanlagen, die sich an diesem Test beteiligen. Diese Windenergieanlagen können nachfolgend auch als am Test beteiligte Windenergieanlagen oder einfach als beteiligte Windenergieanlagen genannt werden. Es wird nun ein Parktestmodus vorgeschlagen, der dazu vorgesehen ist, ein Verhalten des Windparks im Falle eines Frequenzereignisses, besonders eines Unterfrequenzereignisses, zu testen. In diesem Parktestmodus wechseln die Windenergieanlagen jeweils in ihren Frequenzmodus bzw. Unterfrequenzmodus. Dazu wird nun weiter vorgeschlagen, dass die Frequenzmodi bzw. Unterfrequenzmodi der am Test beteiligten Windenergiean- lagen zugleich getestet werden, um dadurch das Verhalten des Windparks zu testen. Dieses zeitgleiche Testen ist somit Teil des Parktestmodus. Für diesen Test wird statt einer gemessenen Frequenz jeweils, also für jede der beteiligten Windenergieanlagen, eine ein Frequenzereignis bzw. ein Unterfrequenzereignis emulierende Testfrequenzfunktion verwendet. Die beteiligten Windenergieanlagen werden in dem Fall also nicht mehr bzw. nicht mehr vollständig durch die gemessene Netz- frequenz gesteuert, sondern durch das emulierte Frequenzereignis bzw. Unterfrequenzereignis der Testfrequenzfunktion.
Es wird nun vorgeschlagen, dass die Frequenzmodi bzw. Unterfrequenzmodi aller beteiligten Windenergieanlagen dadurch koordiniert werden, dass die beteiligten Windenergieanlagen gesteuert durch einen gemeinsamen Zeitstartbefehl zeitgleich ihren Fre- quenzmodus starten, insbesondere dass sie zeitgleich ein gemeinsames Startsignal erhalten. Außerdem wird für die Windenergieanlagen jeweils eine gleiche Testfrequenzfunktion vorgegeben. Jede Windenergieanlage verwendet dann also dieselbe Testfrequenzfunktion und es wird sichergestellt, dass alle beteiligten Windenergieanlagen synchron starten. Die beteiligten Windenergieanlagen erhalten also einen gemeinsamen Zeitstartbefehl, um dadurch zeitgleich zu starten. Dazu können sie als Zeitstartbefehl einen synchron übertragenden Auslösebefehl erhalten. Der Auslösebefehl wird also synchron übertragen und alle beteiligten Windenergieanlagen erhalten diesen zur selben Zeit und starten dann sofort mit dem Test. Es kann natürlich auch vorgesehen sein, dass alle erst nach einer vorbestimmten Verzögerungszeit, die für alle gleich ist, zeitgleich starten. Alternativ kommt auch in Betracht, dass der Zeitstartbefehl eine präzise Startzeit enthält und alle beteiligten Windenergieanlagen über eine präzise Uhr verfügen oder anderweitig die aktuelle Zeit präzise kennen. Dafür kommt beispielsweise in Betracht, dass sie ein externes Zeitsignal, z.B. als Teil eines GPS-Signals, erhalten und dadurch zeitlich sehr präzise synchronisiert sind. Es wird also erreicht, dass für jede Windenergieanlage dieselbe Testfrequenzfunktion verwendet wird. Jede Windenergieanlage geht also von derselben Testfrequenzfunktion aus und es muss nur sichergestellt werden, dass alle beteiligten Windenergieanlagen auch synchron diese Testfrequenzfunktion durchlaufen. Dazu reicht es aus, dass alle Windenergieanlagen von derselben Testfrequenzfunktion ausgehen und ein zeitsynchro- nes Startsignal vorliegt. Es ist somit allenfalls die Übertragung eines zeitsynchronen Startsignals zeitkritisch, oder es wird eine andere präzise Synchronisation der Windenergieanlagen eingesetzt. Die Testfrequenzfunktion kann vorher übertragen worden sein oder beispielsweise bereits vorher in der Windenergieanlage hinterlegt worden sein. Vorzugsweise wird somit auch vorgeschlagen, dass die Testfrequenzfunktion in jeder Windenergieanlage hinterlegt ist. Dann kann der gemeinsame Test und damit der Parktestmodus auf einfache Art und Weise dadurch durchgeführt werden, dass nur ein gemeinsames Startsignal zeitgleich an alle beteiligten Windenergieanlagen übertragen zu werden braucht.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass in jeder beteiligten Windenergieanlage mehrere unterschiedliche Testfrequenzfunktionen hinterlegt sind. Dabei sind in den beteiligten Windenergieanlagen jeweils dieselben Testfrequenzfunktionen hinterlegt. Die Testfrequenzfunktionen, die in einer Windenergieanlage hinterlegt sind, sind somit auch jeweils in den übrigen beteiligten Windenergieanlagen hinterlegt.
Im Parktestmodus wird dann vorgeschlagen, aus den mehreren unterschiedlichen Testfrequenzfunktionen eine Testfrequenzfunktion auszuwählen. Dabei wird in jeder beteiligten Windenergieanlage die gleiche Testfrequenzfunktion ausgewählt, so dass alle beteiligten Windenergieanlagen für den Test dieselbe Frequenzfunktion bilden. Damit kann auf einfache Art und Weise und besonders ohne einen Bedarf an großer Übertragungsbandbreite nicht nur ein Parktestmodus ausgelöst werden, sondern auch unterschiedliche Frequenzverläufe getestet werden.
Vorzugsweise wird im Parktestmodus zum Starten des Tests an jede beteiligte Windenergieanlage ein Auswahlsignal übertragen zum Auswählen einer Testfrequenzfunktion, wobei jede Windenergieanlage dasselbe Auswahlsignal erhält, um dieselbe Testfrequenzfunktion auszuwählen. Alternativ können auch unterschiedliche Auswahlsignale verwendet werden, solange sie aber dazu führen, dass an jeder beteiligten Windenergieanlage dieselbe Testfrequenzfunktion ausgewählt wird.
Außerdem wird synchron ein Auslösebefehl übertragen, um den Unterfrequenzmodus jeder beteiligten Windenergieanlage auszulösen. Vorzugsweise werden das Auswahlsignal und der Auslösebefehl in dem Startsignal zusammengefasst. In jedem Fall brauchen nur diese beiden Werte synchron an alle Windenergieanlagen übertragen zu werden, damit diese gemeinsam dieselbe Testfrequenzfunktion zum Testen ihres Frequenzmodus bzw. Unterfrequenzmodus durchlaufen. Alternativ braucht das Auswahlsignal nicht syn- chron übertragen zu werden, sondern kann auch vorher übertragen werden, um vorher die Auswahl der entsprechenden Testfrequenzfunktion zu erreichen. Da aber sowohl das Auswahlsignal als auch der Auslösebefehl nur wenige Bits an Datenumfang benötigen, können ohne Weiteres beide Signale, also das Auswahlsignal und der Auslösebefehl, zusammen synchron an alle beteiligten Windenergieanlagen übertragen werden.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass jede Testfrequenzfunktion einen Frequenzverlauf über eine vorbestimmbare Verlaufsdauer angibt. Beispielsweise wird zum Testen eines Unterfrequenzereignisses für eine Verlaufsdauer von 10 Sekunden ein Frequenzverlauf angegeben, der in der ersten Sekunde von Nennfrequenz auf einen unteren Frequenzwert von beispielsweise 99 Prozent der Nennfrequenz abfällt und von dort kontinuierlich bis zum Endwert der Verlaufsdauer von 10 Sekunden auf die Netzfrequenz wieder ansteigt. Das ist nur als vereinfachtes Beispiel zur Erläuterung zu verstehen.
Weiterhin wird für diese Ausführungsform vorgeschlagen, dass jede Windenergieanlage in ihrem Unterfrequenzmodus eine Leistungserhöhung in Abhängigkeit einer Frequenz erzeugt, wobei zum Testen des Unterfrequenzmodus statt einer gemessenen Frequenz der genannte Frequenzverlauf der Testfrequenzfunktion verwendet wird. In dem genannten Beispiel bedeutet das, dass für die vorbestimmte Verlaufsdauer von 10 Sekunden dieser Frequenzverlauf zugrundegelegt wird statt der gemessenen Netzfrequenz.
Optional wird vorgeschlagen, dass die Verlaufsdauer einstellbar ist, um dadurch die Testfrequenzfunktion bzw. ihren Frequenzverlauf zu strecken oder zu stauchen. Bezogen auf das genannte vereinfachte Beispiel könnte die Verlaufsdauer von 10 Sekunden auf 20 Sekunden verändert werden. Der exemplarisch genannte Frequenzverlauf würde dann also in den ersten zwei Sekunden von der Nennfrequenz auf den kleinsten Frequenzwert von 99 Prozent der Nennfrequenz abfallen und dann über die verbleibenden 18 Sekunden bis zum Wert von 20 Sekunden auf Nennfrequenz wieder ansteigen. Der grundsätzliche Frequenzverlauf, also besonders die Charakteristik des gewählten Frequenzverlaufs bleibt somit gleich, wird aber von den 10 Sekunden auf die 20 Sekunden gestreckt. Ebenso können andere Zeiten gewählt werden, wie auch eine kleinere Verlaufsdauer, um dadurch den Frequenzverlauf zu stauchen.
Gemäß einer Ausführungsform wird dafür vorgeschlagen, dass die Verlaufsdauer Tv in mehrere gleiche Abtastzeitschritte aufgeteilt ist, mit einer Schrittdauer Τκ, die die Dauer jedes Abtastzeitschrittes bezeichnet, und einer Schrittanzahl k, die die Anzahl der Abtastzeitschritte der Verlaufsdauer Tv angibt, so dass die Verlaufsdauer Tv durch Einstellen der Schrittdauer Τκ eingestellt werden kann. Besonders gilt die Formel Tv = k*TK, und die Testfrequenzfunktion bzw. der Frequenzverlauf weist für jeden Abtastzeitschritt einen Frequenzwert auf. Diese Frequenzwerte weisen somit die Schrittdauer als zeitlichen Abstand zueinander auf. In der konkreten Umsetzung kann somit für jeden Abtast- zeitschritt ein Frequenzwert hinterlegt sein und diese Frequenzwerte werden im zeitlichen Abstand der Schrittdauer nach und nach abgerufen.
Zum zeitlichen Strecken oder Stauchen der Frequenzkurve wird nun die Schrittdauer vergrößert bzw. verkleinert. Die Frequenzwerte werden dann entsprechend seltener oder häufiger abgerufen, wobei ihre Anzahl, nämlich die Schrittanzahl, gleich bleibt. Die Fre- quenzkurve wird dann mit denselben Frequenzwerten, aber in einer längeren bzw. kürzeren Zeit aufgebaut.
Die Streckung bzw. Stauchung des Frequenzverlaufs kann dadurch indirekt durch einen vorgegebenen Zeitschritt, also durch Vorgabe der Schrittdauer, erzielt werden. Der in der Windenergieanlage hinterlegte Frequenzverlauf ist hierfür zeitlich diskret aufgelöst und besteht beispielsweise aus 100 Werten für eine voreingestellte Verlaufsdauer von 10 Sekunden. Diese 100 Werte können jedoch mit unterschiedlichen Zeitschritten abgefragt werden, wobei vorzugsweise zwischen zwei Abfragezeitpunkten der angenommene Frequenzwert konstant gehalten wird. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Schrittdauer des Abtastzeitschrittes für die Abfragezeitpunkte auf einen Wert von etwa 100ms voreingestellt ist und/oder in einem Bereich von 10ms bis 1000ms eingestellt bzw. variiert werden kann, insbesondere in 10ms-Schritten.
Grundsätzlich wird vorgeschlagen, dass in dem Parktestmodus die Verlaufsdauer jeder teilnehmenden Windenergieanlage auf einen gleichen Wert eingestellt wird, so dass trotz Veränderung der Verlaufsdauer alle Windenergieanlagen aber dieselbe Veränderung vornehmen und damit im Ergebnis wieder dieselbe Testfrequenzfunktion, also denselben Frequenzverlauf zugrunde legen. Vorzugsweise wird eine Information zum Verändern oder Einstellen der Verlaufsdauer mit dem Startsignal übertragen.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass ein Amplitudenfaktor vorgegeben wird, um die Amplitude der Testfrequenzfunktion bzw. um die Amplitude des Frequenzverlaufs einzustellen, um die Testfrequenzfunktion bzw. ihren Frequenzverlauf in der Amplitude einzustellen. Auch dadurch kann auf einfache Art und Weise und mit nur wenig Datenaufwand eine hinterlegte Testfrequenzfunktion variiert werden. Dazu sollte in dem Parktestmodus der Amplitudenfaktor in jeder teilnehmenden Windenergieanlage auf einen gleichen Wert eingestellt werden. Vorzugsweise wird vorgeschlagen, auch diesen Amplitudenfaktor durch das Startsignal einzustellen. Es kann somit auf einfache Art und Weise auch eine Variation in der Amplitude der emulierten Frequenz vorgenommen werden. Vorzugsweise wird die Veränderung bzw. Einstellung der Verlaufsdauer mit der Veränderung bzw. Einstellung des Amplitudenfaktors kombiniert.
Besonders bevorzugt wird in dem Startsignal oder anderweitig für den Parktestmodus an jede Windenergieanlage ein Auswahlsignal übertragen, das eine Testfrequenzfunktion auswählt, außerdem eine Verlaufsdauer oder ein Verstellfaktor zum Verstellen der Verlaufsdauer übertragen, um die Testfrequenzfunktion bzw. ihren Frequenzverlauf hinsichtlich ihrer zeitlichen Ausdehnung einzustellen, also gegebenenfalls zu strecken oder zu stauchen, und es wird der Amplitudenfaktor übertragen, um dadurch auch die Amplitude der Testfrequenzfunktion bzw. ihres Frequenzverlaufs einzustellen. Dadurch kann auf einfache Art und Weise ein Frequenzverlauf ausgewählt und außerdem noch in seinem zeitlichen Horizont und seiner Amplitude eingestellt werden. Schließlich wird noch an alle beteiligten Windenergieanlagen synchron der Auslösebefehl übertragen und alle beteiligten Windenergieanlagen führen dann synchron einen Frequenz- bzw. Unterfrequenzmodus durch. Auch für diese vier Werte braucht insgesamt nur ein kleiner Datensatz übertragen zu werden und im Übrigen ist hier nur eine einmalige Übertragung und keine dauerhafte Übertragung notwendig. Gegebenenfalls können die Daten bis auf den Auslösebefehl schon vorher übertragen werden, so dass dann nur noch der Auslösebefehl synchron an alle beteiligten Windenergieanlagen übertragen zu werden bräuchte. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Windenergieanlage bei einem Unterfrequenzereignis zusätzliche elektrische Leistung aus Rotationsenergie des Rotors in das elektrische Versorgungsnetz einspeist, wenn die Netzfrequenz einen vorbestimmten Frequenzwert unterschreitet. Dazu wird weiter vorgeschlagen, dass die zusätzliche elektrische Leistung aus Rotationsenergie des Rotors in Abhängigkeit des weiteren Verlaufs der Netzfrequenz gesteuert wird. Dabei ist für die Steuerung der zusätzlichen Leistung aus Rotationsenergie des Rotors in Abhängigkeit des weiteren Verlaufs der Netzfrequenz eine Steuervorschrift in der Windenergieanlage hinterlegt. Diese Steuervorschrift gibt an, in welcher Höhe die zusätzliche elektrische Leistung in Abhän- gigkeit der erfassten Frequenz eingespeist werden soll. Dazu werden auch gegebenenfalls weitere Informationen berücksichtigt, insbesondere die Drehzahl des Rotors der Windenergieanlage und/oder eine Zeitdauer seit Beginn des Unterfrequenzereignisses und/oder ob innerhalb eines vorbestimmten Zeitraums vor dem aktuellen Unterfrequenze- reignis bereits ein Unterfrequenzereignis vorgelegen hat und die Windenergieanlage bereits im Unterfrequenzmodus betrieben wurde.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass der Unterfrequenzmodus von der Windenergieanlage jeweils selbstständig ausgelöst wird, sobald die Netzfrequenz den vorbestimmten Frequenzwert unterschreitet. Insoweit wird also nur die Frequenz betrachtet und allein das Verhalten der Frequenz löst den Unterfrequenzmodus aus. Anstelle des Unterschreitens eines vorbestimmten Frequenzwertes kommt auch das Unterschreiten eines vorbestimmten Frequenzgradienten in Betracht, wenn also die Frequenz besonders stark abfällt. Grundsätzlich sind beide Kriterien auch kombinierbar, indem beispielsweise eine Auslösung erst stattfindet, wenn ein vorbestimmter Frequenzwert unterschritten ist und außerdem ein vorbestimmter Frequenzgradient unterschritten wurde.
Zum Testen des Unterfrequenzmodus gibt die Testfrequenzfunktion in der Windenergieanlage den Frequenzverlauf als Netzfrequenz vor und der Test startet dann, wenn dieser Frequenzverlauf den vorbestimmten Frequenzwert unterschreitet, um dadurch den Unterfrequenzmodus zum Testen auszulösen. Entsprechend kann natürlich auch hier der vorbestimmte Frequenzgradient zum Auslösen berücksichtigt werden.
Es wird also der Frequenzverlauf statt der gemessenen Frequenz vorgegeben, was als solches noch nicht zum Auslösen des Unterfrequenzmodus führen muss. Regelmäßig wird der Frequenzverlauf der Testfrequenzfunktion aber so gewählt, dass er alsbald den vorbestimmten Frequenzwert unterschreitet, um dadurch den Unterfrequenzmodus auszulösen.
Vorzugsweise wird eine zentrale Parksteuerung zum Steuern des Windparks vorgesehen. Diese zentrale Parksteuerung überträgt das Startsignal synchron an alle beteiligten Windenergieanlagen, um dadurch den Parktestmodus auszulösen. In dem Parktestmodus wird dann also ein vorbestimmter Frequenzverlauf verwendet und anstelle der ge- messenen Netzfrequenz betrachtet und diese Betrachtung wird durch den Auslösebefehl synchron für alle Windenergieanlagen gleich gestartet. Alle Windenergieanlagen durchlaufen dann also auch synchron den jeweiligen Frequenzverlauf. Unterschreitet dieser Frequenzverlauf den vorbestimmten Frequenzwert beispielsweise nach einer Sekunde, so wird dann bei allen Windenergieanlagen synchron dadurch jeweils der Unterfrequenzmodus gestartet und auch bei jeder Windenergieanlage im Wesentlichen synchron durchlaufen, bzw. ob das so erfolgt, wird dadurch getestet. Genauso könnte natürlich auch hierbei synchron für alle das Unterschreien des vorbestimmten Frequenzgradienten zur synchronen Auslösung führen.
Erfindungsgemäß wird auch ein Testverfahren zum Testen eines Windparks auf ein Frequenzereignis, insbesondere auf Unterfrequenzereignis, vorgeschlagen, wobei in einem Parktestmodus zum Testen eines Verhaltens des Windparks im Falle eines Fre- quenzereignisses bzw. Unterfrequenzereignisses die Windenergieanlagen jeweils in ihren Frequenzmodus bzw. Unterfrequenzmodus wechseln, wobei die Frequenzmodi bzw. Unterfrequenzmodi der Windenergieanlagen aber dadurch koordiniert werden, dass an alle beteiligten Windenergieanlagen Testfrequenzwerte eines Testfrequenzverlaufs übertragen werden. Vorzugsweise erfolgt dies in Echtzeit, um dadurch für alle beteiligten Windenergieanlagen denselben Netzfrequenzverlauf zu emulieren.
Es können hiermit dieselben Frequenzmodi bzw. Unterfrequenzmodi getestet werden, die vorstehend schon beschrieben wurden, wobei hier zum Testen des Windparks die Windenergieanlagen auf eine andere Art und Weise koordiniert werden. Gemäß diesem Vorschlag erfolgt ein synchrones Testen aller beteiligten Windenergieanlagen dadurch, dass diese besonders von einer Zentralsteuereinheit ständig zu testende Frequenzwerte übertragen bekommen. Dazu ist besonders darauf zu achten, dass diese Testfrequenzwerte die Windenergieanlagen immer synchron erreichen. Vorzugsweise erfolgt dies in Echtzeit, es kommt aber in Betracht, dass dies nicht in Echtzeit erfolgt, solange aber immer jeweils dieselben Testfrequenzwerte zum gleichen Zeitpunkt an den einzelnen Windenergieanlagen ankommen.
Es wurde somit erkannt, dass durch Beachtung dieser Synchronität und dabei gegebenenfalls Beachtung unterschiedlicher Laufzeiten auch möglich ist, dass Testfrequenzwerte synchron an den jeweiligen Windenergieanlagen vorliegen, um dadurch synchron die Unterfrequenzmodi zum Testen des gesamten Windparks zu verwenden. Es wurde auch erkannt, dass ein hierbei möglicherweise hoher Aufwand zur Datenübertragung gerechtfertigt sein kann, um in der Vorgabe der jeweiligen Frequenzverläufe zum Testen der Unterfrequenzmodi flexibel zu sein und von einer zentralen Stelle, besonders der Zentralsteuereinheit des Windparks flexibel Frequenzverläufe zum Testen vorgeben zu können.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass in jede beteiligte Windenergieanlage die Testfrequenzwerte interpoliert werden, um dadurch einen zusammenhängen- den Frequenzverlauf der zu emulierenden Netzfrequenz zu erhalten. Dadurch braucht nicht zu jedem Messzeitpunkt, zu dem bisher die Netzfrequenz aufgenommen und berücksichtigt wurde, ein Testfrequenzwert an alle Windenergieanlagen übertragen zu werden. Es kann somit ausreichen, mit einer deutlich geringeren Datenrate Testfrequenzwerte zu übertragen und die Werte dazwischen durch Interpolation zu erhalten. Besonders das Problem, dass eine Echtzeitübertragung eines Testfrequenzwertes zu jedem Abtastzeitpunkt der Steuerung, die den Unterfrequenzmodus steuert, eine sehr hohe Datenrate erforderlich machen würde und gegebenenfalls recht kostspielig wäre, könnte dadurch adressiert werden.
Vorzugsweise wird der Testfrequenzverlauf von einer zentralen Parksteuereinheit an die Windenergieanlagen übertragen und außerdem oder alternativ wird der Testfrequenzverlauf von der zentralen Parksteuereinheit vorgegeben, um den Testfrequenzverlauf an zu testende Verläufe der Netzfrequenz anzupassen. Hierdurch ist es möglich, auch diesen Test zentral von einer zentralen Parksteuereinheit zu kontrollieren. Es wird hierdurch sogar möglich, auch die sich einstellenden Verhalten, also besonders die sich einstellen- den Leistungswerte, zu berücksichtigen und gegebenenfalls den Frequenzverlauf anzupassen. Hierdurch könnte gegebenenfalls eine Reaktion des elektrischen Versorgungsnetzes auf ein solches Unterfrequenzverhalten des Parks mit emuliert werden.
Eine weitere Ausführungsform schlägt vor, dass der Testfrequenzverlauf abhängig von einem resultierenden Verhalten der Windenergieanlage angepasst wird. Das wird insbe- sondere auch während des Testparkmodus vorgeschlagen. Es kann also hier auf das Verhalten der Windenergieanlage und damit auf das Verhalten des Windparks insgesamt reagiert werden. Der Test des Unterfrequenzereignisses kann somit noch realitätsnäher angepasst werden.
Vorzugsweise erfolgt diese Anpassung abhängig einer Summe aller zusätzlichen aus Rotationsenergie des Rotors in das elektrische Versorgungsnetz eingespeisten elektrischen Leistungen. Es wird also betrachtet, wie viel Leistung insgesamt in dem Windpark in diesem Parktestmodus zusätzlich erzeugt und eingespeist wurde. Je nach angeschlos- senem elektrischen Versorgungsnetz, besonders je nach Eigenschaften eines gemeinsamen Netzanschlusspunktes, kann dann der emulierte Frequenzverlauf angepasst werden. Eine solche Eigenschaft des gemeinsamen Netzanschlusspunktes kann beispielsweise ein Kurzschlussstromverhältnis am Netzanschlusspunkt oder eine Trägheits- konstante einer Menge von direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongeneratoren sein, besonders in einem vorbestimmten Abschnitt des elektrischen Versorgungsnetzes.
Erfindungsgemäß wird auch ein Windpark vorgeschlagen, in dem ein Testverfahren gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform implementiert ist. Erfindungsgemäß wird auch eine Windenergieanlage vorgeschlagen, die einen Rotor mit einem oder mehreren Rotorblättern aufweist, um aus Wind Windleistung zu erzeugen und in ein elektrisches Versorgungsnetz einzuspeisen. Diese Windenergieanlage weist einen Frequenzmodus, insbesondere einen Unterfrequenzmodus, auf, der bei einem Frequenzereignis bzw. einem Unterfrequenzereignis in Abhängigkeit der Netzfrequenz die eingespeiste Leistung ändert, insbesondere kurzzeitig zur Windleistung zusätzliche elektrische Leistung aus Rotationsenergie des Rotors gewinnt und in das elektrische Versorgungsnetz einspeist.
Die Windenergieanlage ist somit dazu vorbereitet, auf ein Startsignal eine vorbestimmte Testfrequenzfunktion als emulierte Netzfrequenz zu verwenden, um dadurch den Unter- frequenzmodus zu testen. Damit kann sie zusammen mit anderen Windenergieanlagen zeitgleich den Unterfrequenzmodus starten und durchlaufen, und zwar auch mit derselben Testfrequenzfunktion, wenn die übrigen Anlagen ebenfalls dasselbe bzw. zeitgleich ein Startsignal erhalten und dieselbe Testfrequenzfunktion verwenden. Das Startsignal kann dabei als solches empfangen werden und bei Empfang unmittelbar oder nach einer vorbestimmten Wartezeit die Verwendung der Testfrequenzfunktion starten. Das Startsignal kann auch abhängig eines Zeitstartbefehls, der eine Startzeit vorgibt, erzeugt oder getriggert werden, insbesondere wird der Zeitstartbefehl oder das Startsignal von der Windenergieanlage von einer Zentralsteuereinheit eines Windparks empfangen. Entsprechend wird vorgeschlagen, dass die Windenergieanlage in einem Windpark aufgebaut ist oder aufgebaut wird.
Alternativ ist die Windenergieanlage dazu vorbereitet, Testfrequenzwerte eines Testfrequenzverlaufs zu empfangen, um darauf basierend einen Netzfrequenzverlauf zu emulie- ren. Gemäß dieser Alternative empfängt die Windenergieanlage also unmittelbar den vorgesehenen Testfrequenzverlauf oder zumindest Stützstellen davon, und legt diesen dann als emulierten Netzfrequenzverlauf zugrunde. Auch dadurch können mehrere Windenergieanlagen zeitgleich einen Frequenzmodus bzw. Unterfrequenzmodus durchlaufen, nämlich basierend auf demselben Testfrequenzverlauf, wenn dieser auch an andere Windenergieanlagen synchron übertragen wird.
Vorzugsweise ist eine solche Windenergieanlage dazu vorbereitet, in einem vorstehend beschriebenen Windpark aufgestellt oder betrieben zu werden; insbesondere zur Durchführung eines Testverfahrens gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform zum Testen eines Verhaltens eines Windparks. Insbesondere verhält sie sich dort wie eine der mehreren Windenergieanlagen, die für ein solches Testverfahren eingesetzt werden.
Nachfolgend wird die Erfindung exemplarisch anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung schematisch.
Figur 2 zeigt einen Windpark in einer schematischen Darstellung.
Figur 3 zeigt einen Windpark, wobei zu einer der Windenergieanlagen eine schematische Struktur zur Verdeutlichung der Arbeitsweise eines Unterfrequenzmodus in einem Testverfahren gezeigt ist.
Figur 4 zeigt einen Frequenzverlauf einer Testfrequenzfunktion und veranschaulicht die Veränderung einer Verlaufsdauer.
Figur 5 zeigt schematisch einen Frequenzverlauf einer Testfrequenzfunktion und veranschaulicht die Veränderung eines Amplitudenfaktors.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an. Figur 2 zeigt einen Windpark 1 12 mit beispielhaft drei Windenergieanlagen 100, die gleich oder verschieden sein können. Die drei Windenergieanlagen 100 stehen somit repräsentativ für im Grunde eine beliebige Anzahl von Windenergieanlagen eines Windparks 1 12. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den 5 erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 1 14 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 1 16 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 1 18, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellt) lung eines Windparks 1 12, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 1 14 anders gestaltet sein, in dem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Figur 3 zeigt einen Windpark 300, der grundsätzlich dem der Figur 2 entspricht. Beide 15 Figuren 2 und 3 sind insoweit jeweils schematische Darstellungen des Windparks. Der Windpark 300 der Figur 3 zeigt vier Windenergieanlagen 302, die auch exemplarisch für weitere Windenergieanlagen stehen. Eine der gezeigten Windenergieanlagen 302 um- fasst alle Elemente der gezeigten Struktur innerhalb des gestrichelten Rahmens, so dass der gestrichelte Rahmen mit dem Bezugszeichen 302 versehen ist. Grundsätzlich ist 20 auch vorgesehen, dass die übrigen Windenergieanlagen 302 dieselbe oder gleiche Struktur aufweisen, wobei sie sich in Einzelheiten unterscheiden können.
In dem gesamten Windpark 300 ist eine Parksteuerung 304 vorgesehen, die alle Windenergieanlagen 302 des Windparks 300 ansteuern kann. Als Ansteuergrößen, die übertragen und ausgetauscht werden, sind nur einige gezeigt, die zur Erläuterung der vorlie- 25 genden Erfindung dienen. Es können auch andere und weitere Daten übertragen werden und es müssen auch nicht unbedingt alle gezeigten Größen übertragen werden.
In dem gezeigten Beispiel wird der Auslösebefehl Ts, das Auswahlsignal N, die Schrittdauer TK und der Amplitudenfaktor FA übertragen. Diese Elemente können auch in einem gemeinsamen Testsignal, das auch als Startsignal bezeichnet werden kann, übertragen 30 werden. Die Übertragung erfolgt zu jeder der Windenergieanlagen 302. Dort werden sie an die Koordinationssteuerung 306 übertragen. Diese Koordinationssteuerung oder Koordinationssteuereinrichtung koordiniert den geplanten Test und leitet die entsprechenden Befehle an die jeweiligen Elemente weiter. Zum Durchführen des Testverfahrens, besonders in dem Parktestmodus sind in jeder Windenergieanlage 302 mehrere Testfrequenzfunktionen 308a, 308b und 308c hinterlegt, die jeweils einen Frequenzverlauf als Testfunktion aufweisen. Diese Testfrequenzfunktionen sind dort auch als fi , fc und fk bezeichnet. Die letzte Testfrequenzfunktion 308c bzw. fk ist nur noch angedeutet und symbolisiert, dass grundsätzlich beliebig viele Testfrequenzfunktionen hinterlegt sein können. Meist können aber wenige Testfrequenzfunktionen, wie beispielsweise zwei oder drei Testfrequenzfunktionen ausreichen.
Jede dieser Testfrequenzfunktionen 308a bis 308c kann in ihrer Verlaufsdauer Tv = k*TK, bestimmt aus Schrittdauer Τκ und der festgelegten Schrittanzahl k, als auch in ihrem Amplitudenfaktor FA eingestellt werden. Dazu enthalten diese Funktionen diese Parameter und die Veränderung ist in Figur 3 nur angedeutet. Die Bedeutung der Verlaufsdauer Tv als auch des Amplitudenfaktors FA ist in den Figuren 4 bzw. 5 verdeutlicht, was später noch erläutert wird.
Mit dem Auswahlsignal N wird dabei festgelegt, welche der hinterlegten Testfrequenz- funktionen 308a bis 308c bzw. die hinterlegten Frequenzverläufe zum Test ausgewählt werden. Das ist durch einen Auswahlschalter 310 veranschaulicht, der aber auch anders wie beispielsweise durch eine Softwareauswahl, also durch eine Programmierung, umgesetzt sein kann. Jedenfalls wird abhängig von dem Auswahlsignal N zwischen einer der Testfrequenzfunktionen 308a bis 308c ausgewählt. Um dann auch den Test zu starten, ist der Auslösebefehl Ts vorgesehen. Der wird in der Koordinationssteuerung 306 in einen Startbefehl umgesetzt, der den Test durch den Startschalter 312 starten kann. Auch der Startschalter 312 ist hier besonders symbolisch zu verstehen.
Der Vorgang läuft besonders so ab, dass die Anlagensteuerung 314 mit dem Startbefehl, also mit dem symbolischen Einschalten des Startschalters 312, den Frequenzverlauf der betreffenden Testfrequenzfunktion 308a, 308b oder 308c als zu berücksichtigende Frequenz erhält und zum Zwecke dieses Tests darauf umstellt.
Die Anlagensteuerung 314 steuert grundsätzlich den exemplarisch gezeigten Wechselrichter 316. Dazu übergibt sie unter anderem einen Sollwert für die Wirkleistung P. Dieser Sollwert der Wirkleistung P kann grundsätzlich auch außerdem zu anderen Steuerungseinrichtungen der Windenergieanlage übertragen werden, was durch die gestrichelte Linie zur Gondel der Windenergieanlage angedeutet ist. Jedenfalls steuert die Anlagensteuerung 314 den Wechselrichter 316 unter anderem in Abhängigkeit der Frequenz f, die mittels der Frequenzmesseinrichtung 318 erfasst wird. Diese Frequenzerfassung kann auf der gezeigten Seite des Transformators 320 erfolgen, oder auch in einem Be- reich zum Parknetz 324 hin. Jedenfalls wird im Ergebnis mit der Frequenzmesseinrichtung 318 die Netzfrequenz f des elektrischen Versorgungsnetzes 322, also der Wechselspannung in dem elektrischen Versorgungsnetz 322 erfasst. Es werden natürlich auch weitere Größen erfasst, die hier aber nicht dargestellt sind.
Wird nun ein Test gestartet, um den Unterfrequenzmodus der Windenergieanlage 302 zu testen, berücksichtigt die Anlagensteuerung 314 mit dem Startbefehl, also mit dem symbolischen Schließen des Startschalters 312, nun die emulierte Testfrequenz fr statt der Netzfrequenz f.
Natürlich wird weiterhin auch die Netzfrequenz f als auch die Phasenlage und weitere Größen erfasst, um technisch korrekt den Wechselrichter 316 anzusteuern. Für die Vorgabe der Wirkleistung P wird nun aber die Testfrequenz fr verwendet.
Sobald der Frequenzverlauf der Testfrequenzfunktionen 308a, 308b bzw. 308c beendet ist, also nach Ablauf der Verlaufsdauer Tv, wird dieser Testfall wieder beendet und die Anlagensteuerung 314 verwendet dann wieder die Netzfrequenz f.
Bei der Funktionalität kommt es nicht darauf an, ob ein Wechselrichter 316 verwendet wird, oder anderweitig durch die Windenergieanlage 302 in das elektrische Versorgungsnetz 322 eingespeist wird. Auch ist grundsätzlich vorgesehen, dass jede Windenergieanlage 302 zunächst in das Parknetz 324 einspeist, das hier nur angedeutet ist. Der weitere gezeigte Parknetztransformator 326 kann den gemeinsamen Netzanschlusspunkt 328 des Windparks 300 kennzeichnen. Es kann aber auch ein Windpark verwendet und getestet werden, der mehrere Windparks umfasst, und/oder über mehrere Netzanschlusspunkte in das elektrische Versorgungsnetz einspeist.
Figur 4 zeigt einen Frequenzverlauf einer Testfrequenzfunktion, beispielsweise der Testfrequenzfunktion 308a, wie in Figur 3 angedeutet.
Ihr Frequenzverlauf 408 beginnt zum Zeitpunkt to mit Nennfrequenz fN . Die Frequenz fällt dann schnell ab bis auf den Wert FA, der beispielsweise 99 Prozent der Nennfrequenz fN betragen kann. Dann steigt die Frequenz zum Zeitpunkt ti wieder an und erreicht dort wieder die Nennfrequenz fN. Dies ist nur ein veranschaulichender Verlauf und auch die Art des Frequenzverlaufs kann anders gestaltet werden, wie beispielsweise zur Testfrequenzfunktion 308b der Figur 3 angedeutet ist. Jedenfalls ist der gezeigte Frequenzverlauf 408 für die Verlaufsdauer Tv vorbestimmt. Ist diese Verlaufsdauer beendet, ist auch der Test insgesamt und damit der Unterfrequenzmodus und damit der Parktestmodus zu beenden.
Es besteht nun aber die Möglichkeit, den Frequenzverlauf zu stauchen oder zu strecken, indem eine geringere Verlaufsdauer TV oder eine längere Verlaufsdauer T"v gewählt wird. Dies erfolgt durch die Bestimmung einer Schrittdauer Τκ. Die Verlaufsdauer (Tv) ergibt sich dann aus der Schrittanzahl k, der Werte des hinterlegten Frequenzverlaufs und der Schrittdauer (Τκ) nach der Formel Tv = k*TK. In Figur 4 sind dabei veranschaulichend in den Frequenzverläufen 408, 408' und 408" Frequenzwerte als kleine Kreise eingezeichnet. In diesem vereinfachenden Beispiel sind fünf Frequenzwerte vorgesehen und jeder der drei Frequenzverläufe 408, 408' und 408" weist dieselben fünf Frequenzwerte auf, aber zu unterschiedlichen Zeiten. Die Anzahl von fünf Frequenzwerten ist hier nur zum Zwecke der Veranschaulichung gewählt worden, wobei für die tatsächliche Umsetzung vorgeschlagen wird, eine wesentlich höhere Anzahl zu wählen.
Eine solche Veränderung der Verlaufsdauer führt somit dazu, dass der Endzeitpunkt ti verschoben wird, nämlich zum gezeigten Zeitpunkt t'i oder t"i . Der entsprechend veränderte Verlauf der Frequenz ist in der Figur 4 gestrichelt dargestellt.
Mit der Veränderung der Endzeit, also t'i bzw. t"i wird auch die Dauer des Tests verändert. Der eigentliche Unterfrequenzmodus, also das Vorgeben einer erhöhten Wirkleistung P, kann dabei allein abhängig von den Frequenzwerten ausgelöst werden. Fällt also die maßgebliche Frequenz, also entweder die gemessene Netzfrequenz f oder die emulierte Frequenz fr, unter einen vorbestimmten Wert ab, so wird der Unterfrequenzmodus ausgelöst.
Es wird auch darauf hingewiesen, dass der Frequenzverlauf nicht zwangsläufig bei der Nennfrequenz fN beginnen muss. Häufig weist die Netzfrequenz aber etwa diesen Wert auf. Gemäß einer Variante kann statt der Nennfrequenz fN die in dem Moment aktuell vorhandene Frequenz verwendet werden. Für einen Test eines anderen Frequenzereignisses, wie bspw. eines Überfrequenzereig- nisses, oder einer Frequenzpendelung, wird sinngemäß ein entsprechender Frequenzverlauf hinterlegt.
Figur 5 zeigt ebenfalls eine Testfrequenzfunktion mit einem Frequenzverlauf 408 ent- sprechend Figur 4. Figur 5 veranschaulicht nun, dass durch eine Veränderung der Amplitude der Frequenzverlauf 408 auch in Amplitudenrichtung verändert werden kann. Dazu kann der Amplitudenfaktor FA verkleinert oder vergrößert werden und Figur 5 zeigt beispielhaft eine Vergrößerung auf den vergrößerten Amplitudenfaktor F'A. Statt einer unmittelbaren Vorgabe der Amplitude durch den Amplitudenfaktor FA kommt auch in Betracht, den Amplitudenfaktor FA tatsächlich als Faktor zu verwenden, der den Wert 1 annimmt, wenn die Amplitude der hinterlegten Frequenztestfunktion bzw. des hinterlegten Frequenzverlaufs beibehalten werden soll und ansonsten können zur Veränderung positive Werte oberhalb oder unterhalb von 1 verwendet werden. Grundsätzlich kommt natürlich auch in Betracht, dass ein Offset vorgesehen und aufaddiert bzw. abgezogen wird.
Die Erfindung geht somit von der folgenden Annahme aus. Besonders bei Unterfrequenzereignissen im Netz können manche Windenergieanlagen mit einer kurzzeitigen Erhöhung der ins Netz eingespeisten Leistung einen Beitrag zur Frequenzstabilität leisten. Diese Funktionalität ist in der Windenergieanlagen-Steuerung implementiert, da eine schnelle Reaktion bei Durchschreiten bestimmter Frequenzmesswerte gefordert ist. Ein Test dieser Funktion ist bei Windenergieanlagen im Feld nur dadurch möglich, dass in der Steuerung der Windenergieanlage ein virtueller Frequenzwert, der von der tatsächlich gemessenen Frequenz, nämlich meist der Netzfrequenz, abweicht, vorgegeben wird. Dies ist dadurch bedingt, dass die tatsächliche Netzfrequenz nicht einfach manipuliert werden kann oder darf.
Die Funktion, eine erhöhte Leistung bei einem Frequenzabfall bereitzustellen, die auch als Inertia Emulation bezeichnet wird, findet zunehmende Verbreitung in bestimmten Energiesystemen. Dadurch ist zunehmend das Verhalten von kompletten Windparks im Fall eines Unterfrequenzereignisses von Relevanz. Da eine gleichzeitige Auslösung der Testfunktion an zahlreichen Windenergieanlagen problematisch sein kann, bzw. für Testzwecke eine sehr genaue zeitliche Synchronisierung der Auslösung erforderlich wäre, besteht der Bedarf einer zentral vorgegebenen Auslösung der Testfunktion an jeder Windenergieanlage über Datenkommunikation. In vielen Windparks sind bereits zentrale Parkregeleinheiten installiert. Diese sind über Kommunikationsleitungen mit allen Windenergieanlagen in einem Park verbunden und senden im normalen Betrieb in regelmäßigen Abständen Wirk- und Blindleistungssollwerte sowie andere Steuersignale an die Windenergieanlagen. Die Geschwindigkeit der Datenkommunikation ist allerdings üblicherweise nicht hoch genug, bzw. kann sehr teuer sein, um eine schnelle Wirkleistungsregelung so auszugestalten, dass sie den Anforderungen im Falle eines schnell eintretenden Unterfrequenzereignisses gewachsen ist.
Um dennoch eine zentrale Auslösung zumindest einer Testfunktion zu ermöglichen, wird vorgeschlagen, dass der Windparkregler allen Windenergieanlagen in einem Windpark innerhalb eines sehr kleinen Zeitfensters ein Auslösesignal zusendet, das auch als Startsignal bezeichnet werden kann, das eine nahezu gleichzeitige Auslösung der Funktion Inertia Emulation, als der Funktion, eine erhöhte Leistung bei einem Frequenzabfall bereitzustellen, auf Basis eines virtuellen Frequenzsignals in allen Windenergieanlagen zur Folge hat. Es wird dafür gemäß einer Ausführungsform vorgeschlagen, dass das Auslösesignal bzw. Startsignal dabei die folgenden zwei Informationen enthält, nämlich:
- einen Befehl zur Auslösung der Inertia Emulation Funktion auf Basis eines virtuellen, in der Steuerung hinterlegten Frequenzverlaufs; und
- ein Auswahlsignal, um aus verschiedenen, in der Windenergieanlagen-Steuerung hinterlegten Frequenzverläufen einen für den Testfall auszuwählen.
Dabei erhalten alle Windenergieanlagen dasselbe Auslösesignal und führen den Test somit auf Basis des gleichen hinterlegten Frequenzverlaufs und zum praktisch identischen Auslösezeitpunkt aus. Somit ist ein wiederholtes Auslösen der Funktion mit dem Zweck der Messdatenerhebung durch Bedienung der FCU einfach möglich.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird die Möglichkeit einer Beeinflussung des Frequenzverlaufs durch eine Veränderung der Zeitbasis des hinterlegten Frequenzverlaufs durch die zentrale Parksteuerung vorgeschlagen. Neben der Möglichkeit, zwischen einem der vordefinierten bzw. hinterlegten Frequenzverläufe zu wählen, besteht seitens einer zentralen Steuerung, besonders seitens einer zentralen Parksteuerung auch die Möglichkeit die Zeitbasis, mit welcher der Testverlauf erfolgt, zu variieren. Gemäß einer Ausführungsform steht die Zeitbasis, die auch synonym als Verlaufsdauer bezeichnet wird, in der Anlage per Voreinstellung auf 100ms und kann besonders durch die zentrale Parksteuereinrichtung zwischen 10ms und 1000ms mit einer Auflösung von 10ms eingestellt werden. Somit besteht die Möglichkeit, den Kurvenverlauf, also den Frequenzverlauf, bis zu 10mal schneller und auch bis zu 10mal langsamer ablaufen zu lassen.
Es wird also eine gleichzeitige Auslösung der auf jeder Windenergieanlagen- Anlagensteuerung implementierten Inertia Emulation-Testfunktion, die auch als Unterfrequenzmodus bezeichnet werden kann, für alle Windenergieanlagen in einem Windpark ermöglicht.
Dadurch wird eine nahezu gleichzeitige Auslösung der Inertia Emulation-Testfunktion an vielen verschiedenen Windenergieanlagen erreicht. Es ermöglicht einen Compliance Test oder Erhebung von Testdaten zu Entwicklungszwecken für einen Windpark auf einfache Art und Weise. Es werden besonders Windpark-Tests von Unterfrequenzreaktionen geschaffen, und die Windparktests verwenden die übergeordneten Wirkleistungsregler der Windenergieanlagen.
Das vorgeschlagene Verfahren verwendet eine Testfunktion, die in jeder einzelnen Windenergieanlage verwendet wird. Diese Testfunktion fährt auf der Anlagenebene ein hinter- legtes simuliertes Frequenzereignis ab, nämlich eine Unterfrequenzkurve. Je nach Para- metrierung der Inertia-Emulation wird dann die entsprechende Leistung auf Anlagenebene ausgebracht.
Dazu wird vorgeschlagen, dass die zentrale Parksteuerung als Auslöser der Inertia Testfunktion auf Parkebene dient. Die Parksteuereinrichtung bietet dafür ein Menü, in dem die Auslösung der Inertia-Testfunktion auf Anlagenebene getriggert wird. Dabei fährt dann jede Anlage, die an einen Datenbus der zentralen Parksteuerung angeschlossen ist, die anlageninterne Test-Frequenzkurve ab.
Dazu wird in der Steuerung jeder Windenergieanlage eine hinterlegte Frequenzkurve ausgewählt. Dazu kann ein Zahlenwert beispielsweise von 1 bis 99 ausgewählt werden. Dabei kann es ausreichen, wenn beispielsweise nur 3 Kurven hinterlegt sind, so dass dann zwischen den Zahlen 1 , 2 oder 3 ausgewählt werden kann. Es wird die Möglichkeit vorgeschlagen, über eine Veränderung der Verlaufsdauer, insbesondere über die Veränderung einer Schrittdauer die hinterlegte Frequenzkurve zu stauchen oder zu dehnen bzw. zu strecken. Hierfür kann vorgesehen sein, dass der Zahlenwert 0 bedeutet, einen hinterlegten Standardwert für den Schrittdauer-Abtastzeitschritt zu verwenden, der beispielsweise 100ms oder 200ms betragen kann. Als minimaler Wert werden 10ms und als maximaler Wert 1000ms vorgeschlagen.
Mit einem Startsignal, das auch als„Start" bezeichnet werden kann, wird jeder Anlage in dem Datenbus der zentralen Parksteuerung ein Bit-Signal gesendet, welches die Testfunktion auf Anlagenebene, also in jeder Windenergieanlage, ausführt.
Die zentrale Parksteuerung kann dadurch aber nicht die Inertia Funktion auf Anlagenebene direkt auslösen, sondern nur einen Test der Inertia Funktion. Die Regelung einer zentralen Parksteuerung wird ansonsten nicht beeinflusst.
Vorzugsweise ist zur Aktivierung dieses Tests die Eingabe eines Service-Codes erforderlich, um Missbrauch zu verhindern.
Alternativ kann eine schnelle Leistungs-Frequenz-Regelung eines Windparks, optional mit Leistungssollwerten aus dem Windparkregler durchgeführt werden, so dass ein virtueller Frequenzverlauf nur auf dem Windparkregler hinterlegt ist. Hierfür muss eine entsprechend schnelle und sichere Datenübertragung innerhalb des Windparks gewährleistet werden.

Claims

A n s p r ü c h e
1. Testverfahren zum Testen eines Verhaltens eines Windparks (300) auf ein Frequenzereignis, insbesondere ein Unterfrequenzereignis, wobei
- der Windpark (300) mehrere Windenergieanlagen (302) aufweist, die elektrische Leistung (P) in ein elektrisches Versorgungsnetz (322) einspeisen,
- die Windenergieanlagen (302) jeweils einen Rotor (106) mit einem oder mehreren Rotorblättern (108) aufweisen und aus Wind Windleistung erzeugen und in das elektrische Versorgungsnetz (322) einspeisen,
- das elektrische Versorgungsnetz (322) eine Netzspannung mit einer Netzfre- quenz (f) aufweist,
- die Windenergieanlagen (302) jeweils einen Frequenzmodus aufweisen, in dem bei einem Frequenzereignis in Abhängigkeit der Netzfrequenz (f) kurzzeitig die eingespeiste Leistung (P) verändert wird,
- in einem Parktestmodus zum Testen eines Verhaltens des Windparks (300) im Falle eines Frequenzereignisses die Windenergieanlagen (302) jeweils in ihren Frequenzmodus wechseln,
- die Frequenzmodi der am Test beteiligten Windenergieanlagen (302) zugleich getestet werden, um dadurch das Verhalten des Windparks (300) zu testen, wobei
- die Frequenzmodi zum Testen statt einer gemessenen Frequenz (f) jeweils eine ein Frequenzereignis emulierende Testfrequenzfunktion (308) verwenden und
- die Frequenzmodi dadurch koordiniert werden, dass
- die beteiligten Windenergieanlagen (302) gesteuert durch einen gemeinsamen Zeitstartbefehl zeitgleich ihren Frequenzmodus starten und - für die Windenergieanlagen (302) jeweils eine gleiche Testfrequenzfunktion (fr) vorgegeben wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass
- die Testfrequenzfunktion (308) in jeder beteiligten Windenergieanlage (308) hinterlegt ist und/oder
- die Windenergieanlagen (302) als Frequenzmodus einen Unterfrequenzmodus aufweisen, in dem bei einem Unterfrequenzereignis zur Windleistung zusätzliche elektrische Leistung aus Rotationsenergie des Rotors (106) in das elektrische Versorgungsnetz (322) eingespeist wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass
- in jeder beteiligten Windenergieanlage (302) mehrere unterschiedliche Testfrequenzfunktionen (308) hinterlegt sind,
- die Testfrequenzfunktionen (308) einer beteiligten Windenergieanlage (302) mit Testfrequenzfunktionen (308) der übrigen beteiligten Windenergieanlagen (302) übereinstimmen,
- im Parktestmodus aus den mehreren unterschiedlichen Testfrequenzfunktionen (308) eine Testfrequenzfunktion (308) ausgewählt wird, wobei
- in jeder beteiligten Windenergieanlage (302) die gleiche Testfrequenzfunktion (308) ausgewählt wird, so dass alle beteiligten Windenergieanlagen (302) für den Test dieselbe Testfrequenzfunktion (308) verwenden.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass im Parktestmodus zum Starten des Tests an jede beteiligte Windenergieanlage (302) - ein Auswahlsignal (N) übertragen wird, zum Auswählen einer Testfrequenzfunktion (308), wobei jede Windenergieanlage (302) dasselbe Auswahlsignal (N) erhält bzw. ein Auswahlsignal (N) zum Auswählen derselben Testfrequenzfunktion (308) erhält und
- synchron ein Auslösebefehl (Ts) übertragen wird, zum synchronen Auslösen des Frequenzmodus jeder beteiligten Windenergieanlage (302), wobei vorzugsweise das Auswahlsignal (N) und der Auslösebefehl (Ts) in einem Startsignal zusam- mengefasst sind.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - jede Testfrequenzfunktion (308) einen Frequenzverlauf über eine vorbestimmbare Verlaufsdauer (Tv) angibt,
- jede Windenergieanlage (302) in ihrem Frequenzmodus eine Leistungsänderung in Abhängigkeit einer Frequenz (f) erzeugt, wobei zum Testen des Frequenzmodus statt einer gemessenen Frequenz (f) der Frequenzverlauf der Testfrequenzfunktion (308) verwendet wird, wobei insbesondre
- jede Windenergieanlage (302) in ihrem Unterfrequenzmodus eine Leistungserhöhung in Abhängigkeit der Frequenz (f) erzeugt, wobei zum Testen des Unterfrequenzmodus statt der gemessenen Frequenz (f) der Frequenzverlauf der Testfrequenzfunktion (308) verwendet wird, und optional - die Verlaufsdauer (Tv) einstellbar ist, um dadurch die Testfrequenzfunktion (308) bzw. den Frequenzverlauf zu strecken oder zu stauchen, und
- in dem Parktestmodus die Verlaufsdauer (Tv) in jeder teilnehmenden Windenergieanlage (302) auf einen gleichen Wert eingestellt wird, insbesondere durch ein bzw. das Startsignal eingestellt wird, wobei vorzugsweise - die Verlaufsdauer (Tv) in mehrere gleiche Abtastzeitschritte aufgeteilt ist, mit einer
Schrittdauer (Τκ), die die Dauer jedes Abtastzeitschrittes bezeichnet, und einer Schrittan- zahl (k), die die Anzahl der Abtastzeitschritte der Verlaufsdauer (Tv) angibt, so dass die Verlaufsdauer (Tv) durch Einstellen der Schrittdauer (Τκ) eingestellt werden kann.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
- ein Amplitudenfaktor (FA) vorgegeben wird, um die Amplitude der Testfrequenzfunktion (308) bzw. des Frequenzverlaufs einzustellen, um die Testfrequenzfunktion (302) bzw. den Frequenzverlauf in der Amplitude einzustellen, wobei
- in dem Parktestmodus der Amplitudenfaktor (FA) in jeder teilnehmenden Windenergieanlage (302) auf einen gleichen Wert eingestellt wird, insbesondere durch ein bzw. das Startsignal eingestellt wird.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
- die Windenergieanlage (302) in dem Unterfrequenzmodus die zusätzliche elektrische Leistung aus Rotationsenergie des Rotors (106) in das elektrische Versorgungsnetz (322) einspeist, wenn die Netzfrequenz einen vorbestimmten Frequenzwert unterschreitet,
- die zusätzliche elektrische Leistung aus Rotationsenergie des Rotors (106) in Abhängigkeit des weiteren Verlaufs der Netzfrequenz (f) gesteuert wird, und
- für die Steuerung der zusätzlichen Leistung aus Rotationsenergie des Rotors (106) in Abhängigkeit des weiteren Verlaufs der Netzfrequenz (f) eine Steuervorschrift in der Windenergieanlage (302) hinterlegt ist, wobei insbesondere
- der Unterfrequenzmodus von der Windenergieanlage (302) selbsttätig ausgelöst wird, sobald die Netzfrequenz (f) den vorbestimmten Frequenzwert unterschreitet, und/oder einen vorbestimmten Frequenzgradienten unterschreitet, und wobei
- zum Testen des Unterfrequenzmodus die Testfrequenzfunktion (308) in der Windenergieanlage (302) einen bzw. den Frequenzverlauf als Netzfrequenz (f) vorgibt und der Frequenzverlauf (f) den vorbestimmten Frequenzwert unterschreitet und/oder den vorbestimmten Frequenzgradienten unterschreitet, um dadurch den Unterfrequenzmodus zum Testen auszulösen.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine zentrale Parksteuerung (304) zum Steuern des Windparks (300) vorgesehen ist, die das Startsignal synchron an alle beteiligten Windenergieanlagen (302) überträgt, um dadurch den Parktestmodus auszulösen.
9. Testverfahren zum Testen eines Verhaltens eines Windparks (300) auf ein Fre- quenzereignis, insbesondere ein Unterfrequenzereignis, wobei
- der Windpark (300) mehrere Windenergieanlagen (302) aufweist, die elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz (322) einspeisen,
- die Windenergieanlagen (302) jeweils einen Rotor (106) mit einem oder mehreren Rotorblättern (108) aufweisen und aus Wind Windleistung erzeugen und in das elektri- sehe Versorgungsnetz (322) einspeisen,
- das elektrische Versorgungsnetz (322) eine Netzspannung mit einer Netzfrequenz (f) aufweist,
- die Windenergieanlagen (320) jeweils einen Frequenzmodus aufweisen, in dem bei einem Frequenzereignis in Abhängigkeit der Netzfrequenz (f) kurzzeitig die einge- speiste Leistung (P) verändert wird,
- in einem Parktestmodus zum Testen eines Verhaltens des Windparks (300) im Falle eines Frequenzereignisses die Windenergieanlagen (302) jeweils in ihren Frequenzmodus wechseln,
- die Frequenzmodi der am Test beteiligten Windenergieanlagen (302) zugleich getestet werden, um dadurch das Verhalten des Windparks (300) zu testen, wobei - die Frequenzmodi zum Testen statt einer gemessenen Frequenz (f) jeweils eine ein Frequenzereignis emulierende Testfrequenzfunktion (308) verwenden und
- die Frequenzmodi dadurch koordiniert werden, dass an alle beteiligten Windenergieanlagen (302) Testfrequenzwerte eines Testfrequenzverlaufs übertragen werden, insbesondere in Echtzeit, um dadurch für alle beteiligten Windenergieanlagen (302) denselben Netzfrequenzverlauf zu emulieren.
10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass
- in jeder beteiligten Windenergieanlage (302) die Testfrequenzwerte interpoliert werden, um dadurch einen zusammenhängenden Frequenzverlauf zum Emulieren der Netzfrequenz (f) zu erhalten, und/oder
- zusätzlich zu den Testfrequenzwerten auch frequenzabhängige Leistungswerte übertragen werden, die die Windenergieanlagen (302) bei dem Parktestmodus verwenden, und/oder
- die Windenergieanlagen (302) als Frequenzmodus einen Unterfrequenzmodus aufweisen, in dem bei einem Unterfrequenzereignis zur Windleistung zusätzliche elektrische Leistung aus Rotationsenergie des Rotors (106) in das elektrische Versorgungsnetz (322) eingespeist wird.
1 1. Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, dadurch gekennzeichnet, dass
- der Testfrequenzverlauf von einer zentralen Parksteuereinheit (304) an die Wind- energieanlagen (302) übertragen wird und außerdem oder alternativ
- der Testfrequenzverlauf von der zentralen Parksteuereinheit vorgegeben wird, um den Testfrequenzverlauf an zu testende Verläufe der Netzfrequenz anzupassen.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass
- der Testfrequenzverlauf abhängig von einem resultierenden Verhalten der Windenergieanlagen (302) angepasst wird, insbesondere während des Parktestmodus, und vorzugsweise
- abhängig einer Summe aller zusätzlichen aus Rotationsenergie des Rotors (106) in das elektrische Versorgungsnetz (322) eingespeisten elektrischen Leistungen (P) verändert wird.
13. Windpark (300) mit einem implementierten Testverfahren zum Testen seines Verhaltens auf ein Frequenzereignis, insbesondere ein Unterfrequenzereignis, wobei
- der Windpark (300) mehrere Windenergieanlagen (302) aufweist, die elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz (322) einspeisen,
- die Windenergieanlagen (302) jeweils einen Rotor (106) mit einem oder mehreren Rotorblättern (108) aufweisen und aus Wind Windleistung erzeugen und in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen,
- das elektrische Versorgungsnetz (322) eine Netzspannung mit einer Netzfrequenz (f) aufweist,
- die Windenergieanlagen (302) jeweils einen Frequenzmodus aufweisen, in dem bei einem Frequenzereignis in Abhängigkeit der Netzfrequenz (f) kurzzeitig die eingespeiste Leistung verändert wird,
- in einem Parktestmodus zum Testen eines Verhaltens des Windparks (300) im Falle eines Frequenzereignisses die Windenergieanlagen (302) jeweils in ihren Frequenzmodus wechseln,
- die Frequenzmodi der am Test beteiligten Windenergieanlagen (302) zugleich getestet werden, um dadurch das Verhalten des Windparks (300) zu testen, wobei - die Frequenzmodi zum Testen statt einer gemessenen Frequenz (f) jeweils eine ein Frequenzereignis emulierende Testfrequenzfunktion (308) verwenden und
- die Frequenzmodi dadurch koordiniert werden, dass
- die beteiligten Windenergieanlagen (302) zeitgleich ein gemeinsames Startsignal erhalten und
- für die Windenergieanlagen (302) jeweils eine gleiche Testfrequenzfunktion (308) vorgegeben wird, oder
- die Frequenzmodi dadurch koordiniert werden, dass an alle beteiligten Windenergieanlagen (302) Testfrequenzwerte eines Testfrequenzverlaufs übertragen werden, insbesondere in Echtzeit, um dadurch für alle beteiligten Windenergieanlagen (302) denselben Netzfrequenzverlauf zu emulieren.
14. Windpark (300) nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass als Testverfahren ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12 implementiert ist.
15. Windenergieanlage (302) mit einem Rotor (106) mit einem oder mehreren Rotorblättern (108), um aus Wind Windleistung zu erzeugen und in ein elektrisches Versorgungsnetz (322) einzuspeisen, wobei
- das elektrische Versorgungsnetz (322) eine Netzspannung mit einer Netzfrequenz (f) aufweist,
- die Windenergieanlage (302) einen Frequenzmodus, insbesondere einen Unterfrequenzmodus aufweist, der bei einem Frequenzereignis in Abhängigkeit der Netzfrequenz (f) kurzzeitig die eingespeiste Leistung (P) verändert, wobei
- die Windenergieanlage (302) dazu vorbereitet ist, auf ein Startsignal eine vorbestimmte Testfrequenzfunktion (308) als emulierte Netzfrequenz zu verwenden, um den Frequenzmodus zu testen, oder - dazu vorbereitet ist, Testfrequenzwerte eines Testfrequenzverlaufs zu empfangen, um darauf basierend einen Netzfrequenzverlauf zu emulieren.
16. Windenergieanlage (302) nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass sie zur Verwendung in einem Windpark (300) nach Anspruch 13 oder 14 vorbereitet ist, und/oder zur Verwendung in einem Testverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12 vorbereitet ist.
PCT/EP2018/055954 2017-03-14 2018-03-09 Testverfahren zum testen des verhaltens eines windparks auf ein unterfrequenzereignis WO2018166923A1 (de)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP18712123.1A EP3596795A1 (de) 2017-03-14 2018-03-09 Testverfahren zum testen des verhaltens eines windparks auf ein unterfrequenzereignis
CA3055462A CA3055462C (en) 2017-03-14 2018-03-09 Test method for testing the behavior of a wind farm in response to an underfrequency event
US16/494,210 US20200049131A1 (en) 2017-03-14 2018-03-09 Test method for testing the behavior of a wind farm in response to an underfrequency event

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102017105367.0 2017-03-14
DE102017105367.0A DE102017105367A1 (de) 2017-03-14 2017-03-14 Testverfahren zum Testen des Verhaltens eines Windparks auf ein Unterfrequenzereignis

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018166923A1 true WO2018166923A1 (de) 2018-09-20

Family

ID=61691949

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2018/055954 WO2018166923A1 (de) 2017-03-14 2018-03-09 Testverfahren zum testen des verhaltens eines windparks auf ein unterfrequenzereignis

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20200049131A1 (de)
EP (1) EP3596795A1 (de)
CA (1) CA3055462C (de)
DE (1) DE102017105367A1 (de)
WO (1) WO2018166923A1 (de)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112983736A (zh) * 2019-12-13 2021-06-18 中车株洲电力机车研究所有限公司 一种风电机组传动链多模控制保护方法及装置

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102017112491A1 (de) * 2017-06-07 2018-12-13 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Betreiben eines Windparks
CN112230627B (zh) * 2020-10-30 2022-10-11 重庆长安汽车股份有限公司 一种车身控制器的远程测试方法
CN113007039B (zh) * 2021-03-18 2022-06-14 南方电网科学研究院有限责任公司 一种风电场惯量响应测试方法及装置

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102008049629A1 (de) 2008-09-30 2010-04-08 Repower Systems Ag Windenergieanlagenprüfeinrichtung
WO2013083850A2 (de) * 2011-12-08 2013-06-13 GL Garrad Hassan Deutschland GmbH Prüfeinrichtung zur durchführung von funktionstests an energieerzeugern
EP2620780A1 (de) * 2012-01-26 2013-07-31 Siemens Aktiengesellschaft Netzleistungstestgerät für Windturbinen
US20140100810A1 (en) * 2012-10-10 2014-04-10 Kaj Skov Nielsen Test system for determining a frequency response of a virtual power plant
DE102015201857A1 (de) 2015-02-03 2016-08-04 Wobben Properties Gmbh Windenergieanlagen-Prüfvorrichtung und Verfahren zum Prüfen einer Windenergieanlage
WO2017036836A1 (en) * 2015-08-28 2017-03-09 Abb Technology Oy Wind turbine test

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102008049629A1 (de) 2008-09-30 2010-04-08 Repower Systems Ag Windenergieanlagenprüfeinrichtung
WO2013083850A2 (de) * 2011-12-08 2013-06-13 GL Garrad Hassan Deutschland GmbH Prüfeinrichtung zur durchführung von funktionstests an energieerzeugern
EP2620780A1 (de) * 2012-01-26 2013-07-31 Siemens Aktiengesellschaft Netzleistungstestgerät für Windturbinen
US20140100810A1 (en) * 2012-10-10 2014-04-10 Kaj Skov Nielsen Test system for determining a frequency response of a virtual power plant
DE102015201857A1 (de) 2015-02-03 2016-08-04 Wobben Properties Gmbh Windenergieanlagen-Prüfvorrichtung und Verfahren zum Prüfen einer Windenergieanlage
WO2017036836A1 (en) * 2015-08-28 2017-03-09 Abb Technology Oy Wind turbine test

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112983736A (zh) * 2019-12-13 2021-06-18 中车株洲电力机车研究所有限公司 一种风电机组传动链多模控制保护方法及装置

Also Published As

Publication number Publication date
CA3055462C (en) 2023-10-03
EP3596795A1 (de) 2020-01-22
CA3055462A1 (en) 2018-09-20
US20200049131A1 (en) 2020-02-13
DE102017105367A1 (de) 2018-09-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2989708B1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP3008334B1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
WO2018166923A1 (de) Testverfahren zum testen des verhaltens eines windparks auf ein unterfrequenzereignis
EP3095165B1 (de) Verfahren und regel- und/oder steuereinrichtung zum betrieb einer windenergieanlage und/oder eines windparks sowie windenergieanlage und windpark
EP3639340B1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung mittels einer umrichtergeführten erzeugungseinheit, insbesondere windenergieanlage
EP3639338A1 (de) Windenergieanlage oder windpark zum einspeisen elektrischer leistung
EP2989321B1 (de) Verfahren zum steuern eines windparks
EP3747102A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP4249748A2 (de) Verfahren zum steuern einer windenergieanlage
EP3639339B1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz mittels einer umrichtergeführten einspeisevorrichtung
EP2748908B1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage
WO2020008036A1 (de) Windenergiesystem und verfahren zum erkennen niederfrequenter schwingungen in einem elektrischen versorgungsnetz
EP3095168B1 (de) Verfahren und regel- und/oder steuereinrichtung zum betrieb einer windenergieanlage und/oder eines windparks sowie windenergieanlage und windpark
DE102007052863A1 (de) Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
WO2020008034A1 (de) Verfahren zum steuern eines windparks
EP3533125A1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage
EP3776787A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
WO2020038692A1 (de) Windenergieanlage und verfahren zum erkennen niederfrequenter schwingungen in einem elektrischen versorgungsnetz
EP3649342A1 (de) Windparkregler und verfahren zum bereitstellen von daten sowie windenergieanlage und verfahren zum empfangen von daten
WO2019002528A9 (de) Verfahren und vorrichtung zum elektrischen verbinden eines transformators mit einem elektrischen netz
EP3813218A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
WO2020008033A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 18712123

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3055462

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2018712123

Country of ref document: EP

Effective date: 20191014