Способ работы ветровой энергетической установки

Способ работы ветровой энергетической установки

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к способу работы ветровой энергетической установки и ветровой энергетической установке для выполнения способа.

В качестве уровня техники следует указать, в частности, на монографию “Grid Integration of Wind Energy Conversion Systems”, Siegfried Heier, 1998, в частности, страницы 263 и далее, а также US 7345373 и WO 01/86143.

Ближайшим уровнем техники является документ WO 01/86143.

В этом документе раскрыта идея уменьшения мощности ветровой энергетической установки, когда частота сети, т.е. частота сети, в которую ветровая энергетическая установка поставляет свою электрическую мощность, превышает определенное значение выше номинальной частоты.

Номинальная частота в сетях средней Европы составляет обычно 50 Гц, в то время как в сетях США - 60 Гц.

Однако одновременно имеются также всегда колебания частоты сети, которые зависят от того, насколько соотношение создаваемой подключенными к сети генераторами энергии мощности сбалансировано с отбираемой потребителями мощностью, т.е. теми, которые соединены с электрической сетью и принимают электрическую энергию, с целью обеспечения работы электрических приборов.

Если, например, поставляемая генераторами мощность превышает отбираемую подключенными к сети потребителями мощность, то частота сети увеличивается и наоборот, частота может падать ниже номинальной частоты, например, 50 Гц, когда поставляемая мощность меньше отбираемой подключенными к сети потребителями мощности.

Управление сетью, т.е. управление генераторами, а также крупными потребителями, регулярно осуществляется владельцами сети. При этом управление сетью может предусматривать совершенно различные механизмы регулирования, например, автоматическое подключение определенных генераторов (например, газовых электростанций), автоматическое отключение определенных крупных потребителей или же использование гидроаккумулирующих электростанций и т.п. При нормальной работе с помощью управления большими сетями электроснабжения удается постоянно удерживать частоту сети в диапазоне номинальной частоты, при этом допустимы небольшие отклонения. Однако эти небольшие отклонения не должны обычно превышать диапазон ± 1‰. Естественно, что для управления сетью можно также осуществлять подключение других сетей, которые соединяются с сетью, с целью подачи дополнительной мощности в сеть или извлечения из сети и подачи в другие сети.

Для ветровых энергетических установок уже в документе WO 01/086143 предлагается, как указывалось выше, уменьшение мощности ниже фактически имеющейся мощности, когда превышается определенное значение частоты сети, например, значение, которое лежит на 3‰ выше номинального значения частоты сети (например, выше 50 Гц).

В документе также предлагается при дальнейшем нарастании частоты линейно уменьшать мощность в зависимости от дальнейшего нарастания частоты сети.

Задачей данного изобретения является улучшение работы ветровой энергетической установки по сравнению с уровнем техники и улучшение в целом поддержки сети ветровой энергетической установкой.

Задача решена, согласно изобретению, с помощью способа с признаками пункта 1 формулы изобретения. Предпочтительные модификации указаны в зависимых пунктах формулы изобретения.

Согласно изобретению, ветровая энергетическая установка при уменьшении частоты ниже определенного значения частоты ниже номинального значения частоты сети больше не отключается, а продолжает работать далее, а именно, с повышенной мощностью, т.е. мощность быстро и в течение короткого времени выше, чем отдаваемая перед этим мощность. Для этого применяется, например, накопленная в моменте инерции системы ротора/генератора энергия вращения, т.е. из всей системы ротора/генератора кратковременно извлекается больше мощности, так что тотчас после уменьшения частоты сети ниже заданного номинального значения предлагается повышенная мощность. Это происходит также тогда, когда перед этим ветровая энергетическая установка отдавала номинальную мощность, т.е. поставляла свою нормальную максимальную мощность, т.е. мощность, которую она может извлекать из ветра.

Величина, на которую кратковременно повышается мощность, лежит в диапазон 10-30% номинальной мощности, предпочтительно примерно 20% номинальной мощности.

Заданное значение частоты может задаваться, например, посредством задания частоты мертвой зоны. Как только частота сети падает ниже частоты мертвой зоны, происходит повышение фактической мощности ветровой энергетической установки, а также повышение отдаваемой ветровой энергетической установкой, а именно, поставляемой в сеть мощности. Частота мертвой зоны лежит в этом случае на заданное значение частоты ниже желаемой номинальной частоты сети.

Заданное значение частоты предпочтительно больше на ±1‰, ±2‰ или ±3‰ частоты сети. Таким образом, в случае номинальной частоты сети 50 Гц, обнаруживается уменьшение частоты ниже 49,95, 49,90, соответственно, 49,85 Гц.

В качестве альтернативного решения или дополнительно, можно рассматривать также относительное изменение частоты, т.е. относительное падение частоты df/dt, называемое также градиентом частоты. Если величина такого изменения частоты сети во времени слишком большая, т.е. частота падает слишком быстро, можно кратковременно повышать текущую отдаваемую мощность для поддержки сети. Измерение такого изменения во времени, т.е. df/dt, обеспечивает при необходимости быстрое обнаружение падения частоты сети и тем самым быстрое распознавание необходимости поддержки сети. Измерение абсолютного значения частоты, т.е. уменьшения ниже абсолютного заданного значения частоты, а также изменения частоты во времени можно также комбинировать друг с другом. Так, например, быстрое падение частоты сети можно оценивать как менее критичное, когда абсолютное значение частоты сети находится выше номинальной частоты.

Если дополнительно или в качестве альтернативного решения измеряется градиент частоты, то предпочтительно предусматривать повышение мощности от градиента 0,1 Гц/с. Установлено, что предпочтительным диапазоном для инициирования повышения мощности является величина изменения, т.е. градиента 0,2-7 Гц/с, в частности, 0,5-2 Гц/с. Так, например, благоприятными значениями являются 0,2 Гц/с, 0,5 Гц/с, 1 Гц/с, 2 Гц/с и 5 Гц/с. Следует учитывать, что измерение градиента частоты, например, 1 Гц/с обычно не требует измерения в течение всей секунды. Вместо этого подходящим является время измерения 20 мс и меньше, в частности, 10 мс. Также меньшее время измерения, например, 5 мс или еще меньше является предпочтительным. Кроме того, как время измерения, так и положенная в основу величина изменения, соответственно, положенный в основу градиент частоты могут зависеть от номинальной частоты сети. Названные выше значения для градиента частоты и предусмотренного для этого времени измерения относятся к номинальной частоте 50 Гц. В случае номинальной частоты 60 Гц может быть, возможно, предусмотрен несколько больший градиента и/или несколько меньшее время измерения.

Кроме того, следует отметить, что быстрое повышение мощности можно применять также для стабилизации или, соответственно, сглаживания частоты сети или для демпфирования колебаний частоты. В частности, при демпфировании колебаний частоты можно предпочтительно учитывать градиент частоты.

Предпочтительно, быстрое повышение мощности происходит с использованием накопленной в моменте инерции системы ротора и генератора энергии вращения. Таким образом, это относится к отбору кинетической энергии, которая накоплена в имеющем одну или несколько лопастей вращающемся роторе, а также во вращающемся роторе генератора. Отбор более высокой мощности можно осуществлять, в частности, посредством увеличения тока возбуждения и тем самым посредством увеличения противодействующего момента ротора генератора. В частности, не имеющие передачи генераторы с ротором большого диаметра и тем самым большой массы и соответственно большими моментами инерции могут накапливать значительное количество энергии.

Предпочтительно, частота отдаваемой мощности всегда соответствует действительной частоте сети. Таким образом, если частота сети падает, то может осуществляться повышение мощности, однако при этом частота отдаваемой мощности понижается с согласованием с действительной частотой.

Предпочтительно предлагается способ, который характеризуется тем, что повышение мощности происходит выше действительной мощности, т.е. также выше номинальной мощности, когда перед этим выдавалась номинальная мощность. Таким образом, даже при работе ветровой энергетической установки в номинальном режиме осуществляется повышение мощности при критическом падении частоты. При этом было установлено, что номинальную мощность, которая обычно, во всяком случае для длительной работы, может представлять также максимальную мощность, можно превышать для кратковременной поддержки сети без повреждения ветровой энергетической установки.

Согласно одному варианту выполнения предлагается, что способ характеризуется тем, что внутри промежутка времени от 10 до 1000 мс, в частности, 20-500 мс, предпочтительно 50-100 мс после уменьшения частоты ниже заданного значения частоты сети или, соответственно, после превышения заданной величины изменения, происходит повышение мощности и/или, что при повышенной мощности, т.е. мощности, которая лежит выше установленной перед этим мощности, осуществляется подача мощности в течение другого промежутка времени, равного по меньшей мере 0,5 с, предпочтительно по меньшей мере от 1 с до максимально 30 с, предпочтительно максимально примерно 3-6, 8, 10, 12 или 15 с. В принципе можно рассматривать возможно более короткое время реагирования, например, 10 мс, в качестве идеального значения для выполнения повышения мощности. В частности, время 10 мс соответствует при частоте сети 50 Гц одной полуволне. Более длительное время реагирования до 1 с желательно для предотвращения чрезмерно реагирующей или даже нестабильной системы, в частности, в качестве подходящего компромисса оказались значения от 50 до 100 мс.

Повышение мощности требуется в принципе в течение короткого промежутка времени. Этот промежуток времени имеет длительность обычно по меньшей мере 0,5 с, однако предпочтительно 1 с и достигает 3, 6, 8, 10, 12, 15 и максимально 30 с. Если требуется повышенная отдача мощности более или менее явно свыше 10 с, то следует исходить не из моментальной меры поддержки, а в целом из повышенной потребности в мощности. Было установлено, что эффективный диапазон времени для повышения мощности составляет 3-6, 8, 10, 12 или 15 с.

Предпочтительно, предусмотрен способ для управления ветровым парком, в котором управление каждой ветровой энергетической установкой осуществляется в соответствии со способом, согласно изобретению. В частности, каждая ветровая энергетическая установка подготовлена к тому, чтобы в случае падения частоты отдавать в сеть повышенную мощность. При этом ветровой парк содержит по меньшей мере две ветровые энергетические установки, однако обычно значительно больше ветровых энергетических установок, например, 10 ветровых энергетических установок, 50 ветровых энергетических установок или еще больше. Однако среди всех ветровых энергетических установок ветрового парка следует понимать лишь те установки, которые охвачены указанным выше способом.

Предпочтительно, в этом случае происходит повышение подлежащей отдачи в сеть мощности всех ветровых энергетических установок единообразно и/или центрально. За счет этого, с одной стороны, предотвращается срабатывание всех различных установок ветрового парка в различные моменты времени и возможно с созданием помех друг другу. Кроме того, ветровые парки имеют определенные условия, такие как предельные значения, для соединения с сетью, когда ветровой парк вводит мощность всех ветровых энергетических установок в одном месте соединения с сетью. Так, например, может быть задан верхний предел для отдаваемой мощности со стороны соединительной линии или же также при применении одного центрального трансформатора. При центральном управлении можно учитывать такие краевые условия. Иногда целесообразно единообразное управление ветровыми энергетическими установками, насколько это возможно при различных ветровых энергетических установках ветрового парка. Можно выполнять по меньшей мере частично единообразное управление, например, относительно времени реагирования и/или длительности повышения мощности. Если, например, в случае, когда все или большинство ветровых энергетических установок ветрового парка работают в номинальном режиме, повышение мощности всех ветровых энергетических установок ограничено на основании верхней границы отдаваемой мощности ветрового парка, то управление можно осуществлять так, что сначала часть ветровых энергетических установок вносит вклад в повышение мощности, а затем - другая часть ветровых энергетических установок. Кроме того, можно уменьшить затраты на управление и регулирования с помощью центрального управляющего блока, который выдает, например, для повышения мощности лишь соответствующие значения номинальной мощности в каждую ветровую энергетическую установку ветрового парка.

Кроме того, предлагается ветровая энергетическая установка, которая подготовлена для использования способа согласно изобретению. Кроме того, предлагается ветровой парк, который содержит несколько ветровых энергетических установок, согласно изобретению, и предпочтительно использует способ центрального управления, и/или в котором управление повышением отдаваемой в сеть мощности ветровых энергетических установок осуществляется по меньшей мере частично единообразно. Центральное управление повышением отдаваемой в сеть мощности всех ветровых энергетических установок можно осуществлять с помощью отдельного центрального управляющего блока, и/или одна ветровая энергетическая установка может выполнять функцию ведущей установки, так что остальные ветровые энергетические установки следуют за этой ветровой энергетической установкой. В принципе возможно также разделение с точки зрения техники управления ветрового парка на несколько участков парка, с целью, например, объединения с точки зрения управления установками одинакового или аналогичного типа.

Для повышения отдачи мощности можно использовать не только энергию вращения момента инерции, но также в качестве поддержки или возможно исключительно изменение угла установки роторных лопастей, изменение так называемого угла отклонения, с целью повышения отдачи ветра. Это осуществляется, в частности, когда ветровая энергетическая установка работает с номинальной нагрузкой, т.е. уже отдает номинальную мощность, и роторные лопасти уже частично отклонены для регулирования номинальной скорости вращения.

После повышения мощности может уменьшаться скорость вращения ротора, поскольку отбирается кинетическая энергия. В частности, при повышении мощности в случае работы с номинальной нагрузкой, такое уменьшение может быть меньше или вообще не возникать. Уменьшение скорости вращения следует ожидать, в частности, в режиме частичной нагрузки, и оно зависит тогда от высоты и длительности повышения мощности, т.е. дополнительно отдаваемой мощности.

Ниже приводится более подробное пояснение изобретения на основании примеров выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:

фиг. 1 - частично раскрытая гондола ветровой энергетической установки с видом на ступицу и части генератора;

фиг. 2 - блок-схема с подключением без коробки передач ротора генератора и с измерением частоты;

фиг. 3 - пример выполнения соотношения мощности и частоты ветровой энергетической установки;

фиг. 4 - альтернативный относительно фиг. 3 вариант выполнения;

фиг. 5 - пример изменения мощности для постоянного повышения мощности;

фиг. 6 - пример изменения мощности при повышении мощности, которое происходит в зависимости от скорости вращения ротора;

фиг. 7 - пример изменения мощности в случае повышения мощности в зависимости от скорости вращения ротора;

фиг. 8 - изменение мощности при постоянном повышении мощности; и

фиг. 9 - возможный ход изменения значений мощности с целью выполнения повышения мощности в зависимости от частоты и для различных устанавливаемых максимальных значений повышения мощности.

На фиг. 1 схематично показана гондола 1 не имеющей коробки передач ветровой энергетической установки. Видна ступица 2 на основании частично раскрытого изображения обшивки. На ступице закреплены три роторных лопасти 4, при этом роторные лопасти 4 изображены лишь в зоне вблизи ступицы. Ступица 2 с роторными лопастями 4 образует аэродинамический ротор 7. Ступица 2 механически соединена без возможности проворачивания с ротором 6 генератора. Ротор 6 установлен с возможностью вращения относительно статора 8.

Через ротор 6 во время его вращения относительно статора 8 пропускается ток, обычно постоянный ток, с целью создания за счет этого магнитного поля и создания момента генератора, соответственно, противодействующего момента генератора, который можно, соответственно, также устанавливать и изменять с помощью этого тока возбуждения. Таким образом, при электрическом возбуждении ротора 6 его вращение относительно статора 8 создает электрическое поле в статоре 8 и тем самым электрический переменный ток.

Создаваемый в генераторе 10, который образован по существу из ротора 6 и статора 8, переменный ток выпрямляется в соответствии с показанной на фиг. 2 блок-схемой с помощью выпрямителя 12. Выпрямленный ток или, соответственно, выпрямленное напряжение затем с помощью инвертора 14 преобразуется в трехфазную систему с желаемой частотой. Созданная так трехфазная система тока и напряжения трансформируется, в частности, вверх по напряжению с помощью трансформатора 16, с целью подачи в подключенную сеть 18 тока. Теоретически можно отказаться от трансформатора или заменить его дросселем. Однако обычно требования к напряжению в сети 18 тока таковы, что требуется повышение напряжения с помощью трансформатора.

Для управления применяется основное управление 20, которое называется также основным блоком управления и образует наивысший блок управления и регулирования ветровой энергетической установки. Основное управление 20 получает информацию, среди прочего, о частоте сети от подчиненного блока 22 измерения сети. Основное управление управляет инвертором 14, а также генератором 22. В принципе можно применять, естественно, также не управляемый выпрямитель. Кроме того, основное управление 20 управляет преобразователем-регулятором 20 постоянного напряжения для подачи тока возбуждения в ротор 6, который является частью генератора 10. Основное управление 20 модифицирует, среди прочего, при падении частоты ниже предельного значения частоты сети, питание, соответственно, рабочую точку генератора. Поскольку генератор работает в режиме изменяемой скорости вращения, то подача в сеть осуществляется с помощью двухполупериодного полупроводникового преобразователя частоты, который образован по существу выпрямителем 12 и инвертором 14.

Во время работы постоянно измеряется в трех фазах напряжение сети и частота сети. Из измерения получается, во всяком случае при частоте сети 50 Гц, каждые 3,3 мс новое значение для одного из трех фазовых напряжений. Таким образом, частота сети измеряется в каждую полуволну напряжения, фильтруется и сравнивается с заранее установленными предельными значениями. Для сети с частотой 60 Гц каждые 2,7 мс, а именно, при каждом переходе через ноль, получается значение одного из 3 фазовых напряжений.

На фиг. 3 схематично показан ход изменения частоты, а также диапазоны частот в зависимости от времени, при этом изображен также ход изменения мощности.

Из фиг.3 следует, что основное управление относительно частоты различает три рабочих области, а именно, область 30 мертвой зоны, область 32 регулируемого диапазона и область 34 низкой частоты. Область мертвой зоны является частотным диапазоном между номинальной частотой f_norm, соответственно, f_N, и лежащей ниже частотой f_deadband мертвой зоны. Номинальная частота обычно задана неизменной, как, например, 50 Гц для европейской объединенной сети или 60 Гц в США. Частоту f_deadband мертвой зоны можно устанавливать, за счет чего область мертвой зоны можно устанавливать во всяком случае относительно этой нижней границы. В области мертвой зоны повышение мощности не предусмотрено.

Область 32 регулируемого диапазона проходит между частотой f_deadband мертвой зоны и лежащей ниже частотой f_controlband регулируемого диапазона. Область регулируемого диапазона можно соответствующим образом устанавливать посредством задания как частоты f_deadband мертвой зоны, так и частоты f_controlband регулируемого диапазона, т.е. когда действительная частота принимает значения в области регулируемого диапазона, то можно осуществлять повышение активной мощности в зависимости от отклонения частоты, а именно, в частности, действительной частоты от частоты мертвой зоны, на величину повышения мощности P_increase. При этом предусмотрено зависимое от отклонения частоты, в частности, пропорциональное повышение активной мощности. Таким образом, повышения активной мощности P_increase является изменяемой величиной области регулируемого диапазона. Таким образом, можно осуществлять повышения активной мощности в зависимости от отклонения частоты на дополнительную мощность P_increase от 0% до предварительно установленного значения P_{increase_set}. Максимальное повышение активной мощности можно устанавливать с помощью P_{increase_set}, при этом P_{increase_set} можно увеличивать от 0% до P_{increase_max} ступенями в 1%.

Область 34 низких частот проходит вниз от частоты f_controlband регулируемого диапазона. Если действительная частота находится ниже частоты f_controlband регулируемого диапазона, то в области низких частот выполняется максимальное предварительно установленное повышение мощности. Таким образом, повышение мощности P_increase принимает максимальное значение, которое может составлять, например, 10% номинальной мощности.

На фиг. 3 показан жирной линией пример изменения действительной частоты. Сначала частота имеет значение номинальной частоты F_norm, пока она не начинает падать в момент времени t₀. Ход изменения действительной частоты обозначен позицией 36. Кроме того, показан примерный ход изменения подлежащей установке мощности, обозначенный позицией 38. Следует учитывать, что для указанного здесь в качестве примера управления мощность должна составлять по меньшей мере 4% номинальной мощности, с целью обеспечения возможности выполнения желаемого максимального повышения мощности.

В момент времени t₀ действительная частота 36 падает, однако находится сначала в области 30 мертвой зоны, так что повышения мощности не происходит. Таким образом, действительная мощность, которая составляет по меньшей мере 4% номинальной мощности, сначала остается неизменной. В момент времени t₁ действительная частота достигает частоты f_deadband мертвой зоны и опускается ниже ее. В показанном примере мощность 38 линейно возрастает при дальнейшем падении частоты 36. То есть, повышение мощности P_increase, а именно, соответствующее повышение относительно начального значения P_A, пропорционально здесь разнице между действительной частотой 36 и частотой f_deadband мертвой зоны. Коэффициент пропорциональности установлен в данном случае так, что повышение мощности P_increase достигает своего максимального значения, равного 10% номинальной мощности P_n, когда частота достигает частоты f_controlband регулируемого диапазона. Это происходит в момент времени t₂. Таким образом, повышение мощности P_increase можно в принципе задавать для области регулируемого диапазона как P_increase=P_{increase_set}×P_N×(f_deadband-f)/(f_deadband-f_controlband), если выдерживаются другие краевые условия, а также максимальные значения времени для повышения мощности.

Если частота 36 падает дальше ниже частоты f_controlband регулируемого диапазона, то мощность 38 не может быть повышена дальше и тем самым остается с момента времени t₂ сначала на максимальном значении, а именно, начальном значении плюс максимальное значение P_increase, а именно, +10% номинальной мощности. Если частота снова увеличивается и превышает в момент времени t₃ значение частоты f_controlband регулируемого диапазона, то снова понижается также повышение мощности, пока частота 36 в момент времени t₄ не превысит частоту f_deadband мертвой зоны. В этот момент времени t₄ мощность снова достигает начального значения P_A и больше не понижается.

Следует подчеркнуть, что на фиг. 4 показан идеализированный ход изменения и возможные динамические процессы регулирования сначала не учитываются. Кроме того, в показанном примере, в отклонение от схематичного изображения, максимальное время, в течение которого должна повышаться мощность, не должно превышать 8 с. Однако как раз при небольших повышениях мощности возможно удлинение этого времени. Следует учитывать, что линейное падение частоты и линейный подъем частоты выбраны для иллюстрации схемы регулирования и не обязательно совпадает с обычно ожидаемым изменением частоты сети электроснабжения.

На фиг. 3 показан график хода изменения частоты сети и в качестве реакции на это изменение отдаваемой мощности ветровой энергетической установки.

Можно, в частности, видеть, что в определенный момент времени t₁ частота сети сильно понижается, а именно, ниже определенного значения частоты ниже номинальной частоты 50 Гц. Когда значение частоты падает, например, на 1‰ ниже номинального значения (и падает дальше), то практически мгновенно, т.е. экстремально быстро и кратковременно, т.е. в течение нескольких мс, например, 50-100 мс или же 500-1000 мс, чтобы назвать другой пример, мощность ветровой энергетической установки повышается над ее текущим значением, например, на 20% текущей мощности или на 30% выше номинальной мощности. Показанный на фиг. 3 пример исходит из повышения на 10% номинальной мощности. В экстремальном случае, когда мощность составляет как раз 4% номинальной мощности и повышается на 10% номинальной мощности, может выполняться, по меньшей мере теоретически, повышение мощности в 2,5 раза относительно текущей мощности. Это можно обосновать, среди прочего, тем, что также при малой отдаваемой мощности имеется относительно высокая скорость вращения и тем самым накоплено соответствующее большое количество энергии вращения. Так, например, при 4% номинальной мощности может быть уже достигнута скорость вращения, равная примерно 50% номинальной скорости вращения.

Когда ветровая энергетическая установка имеет указанные выше характеристики, то очень кратковременно предоставляется в распоряжение очень большое количество дополнительной мощности, что приводит к очень большому выравниванию дисбаланса между генерированием и потреблением мощности, с другим следствием очень кратковременного нарастания снова частоты сети и даже кратковременного превышения номинального значения частоты.

В показанном примере повышенная отдача мощности происходит лишь в течение примерно 2-10 с, предпочтительно лишь примерно до 3 с, в зависимости от изменения частоты.

Если, например, частота нарастает очень быстро, то повышенная отдача мощности может быть также скорее уменьшена или прекращена, в то время как повышенная отдача мощности происходит дольше, когда отдача мощности при низких частотах остается в течение более длительного времени.

На фиг. 4 показана повышенная отдача мощности также для случая, когда происходят колебания мощности, например, поскольку в целом изменяется ветер. Кроме того, на фиг. 4 показан также в остальном реально ожидаемый ход изменения параметров.

Частота 36 имеет сначала номинальную частоту, а именно, 50 Гц. В момент времени t₀* частота 36 затем падает очень быстро и довольно быстро падает ниже частоты f_deadband мертвой зоны. Хотя на фиг. 4 имеет значение падение частоты ниже частоты мертвой зоны, однако это обнаруживается лишь после падения частоты ниже выбранной частоты мертвой зоны после времени Δt_detect измерения, при этом это время измерения составляет максимально 20 мс. Таким образом, понижение частоты измеряется, согласно фиг. 4, в момент времени t₁* и после этого повышается мощность 38. До максимального повышения мощности P_increase на 10% номинальной мощности выше еще имеющейся в момент времени t₁* мощности проходит время Δt_increase повышения ≤800 мс. При уменьшении частоты ниже выбранной частоты f_deadband мертвой зоны, с помощью основного управления за счет внутренних функций управления достигается повышение мощности P_increase, равное максимально 10% номинальной мощности ветровой энергетической установки для установленного времени t_max. Время распознавания нижней частоты меньше 20 мс. Величина дополнительной мощности P_increase зависит прямо пропорционально от установленного максимально допустимого повышения мощности и от отклонения частоты. Мощность повышается, во всяком случае на основании отклонения частоты, с постоянным градиентом примерно 250 кВт/с. За счет этого в данном представленном случае достигается повышение мощности на максимальное значение, равное максимально 10% номинальной мощности ветровой энергетической установки за время ≤800 мс. Повышение мощности P_increase возможно максимально в течение 8 с. После максимально 8 с в показанном примере активная мощность ветровой энергетической установки снова переводится с градиентом примерно 250 кВт/с в обычную, в частности, прежнюю рабочую точку.

Таким образом, исходя из момента времени t₁*, после примерно 800 мс в момент времени t₂* достигается максимальное повышение мощности. Установленная максимально повышенная мощность удерживается до момента времени t₃*, чтобы затем до момента времени t₄* постепенно снова понижаться до примерно начального значения, соответственно, в зависимости от ветра до нового значения. Время от t₁* до t₄*, которое можно обозначить также как tmax_P-increase, составляет для показанного примера максимально 8 с. Следует учитывать, что на фиг. 4 соотношения показаны лишь схематично и точные значения, включая точные значения времени, не могут быть считаны точно.

Следует отметить, что частота 36 во время повышения мощности, в частности, после момента времени t₂*, снова увеличивается и это также обуславливается повышением мощности, т.е. дополнительно отдаваемой в сеть мощностью. Хотя это в решающей степени зависит от сети и ветровой энергетической установки, в частности, от того, осуществляется ли такая отдача мощности еще другими ветровыми энергетическими установками. Однако в показанном примере выполнения частота не увеличивается в диапазоне повышения мощности снова до номинальной частоты. Тем не менее повышение мощности на основании достижения максимального времени уменьшается и прекращается.

Для повышенной отдачи мощности в ветровой энергетической установке согласно изобретению применяется накопленная во вращающейся системе из ротора и генератора на основании момента инерции вращательная энергия. То есть, за счет дополнительного отвода мощности, которая лежит выше мощности, собственно заданной характеристикой мощности ветровой энергетической установки, вся система из ротора и генератора хотя и продолжает вращаться, однако теряет вращательную энергию и тем самым после повышенной отдачи мощности вращается медленнее, чем прежде, поскольку из всей системы отдается больше мощности, чем подводится с помощью ветра.

Однако поведение ветровой энергетической установки в соответствии с изобретением приводит, прежде всего, к тому, что удается успешно справляться с критичными случаями низкой частоты или, соответственно, успешно подавлять с помощью существующих ветровых энергетических установок, так что также внутри критичного промежутка времени, например, 1-8 с, в частности, 1-3 с после возникновения случая низкой частоты, можно инициировать дальнейшие меры по управления сетью, которые после отдачи ветровой энергетической установкой, соответственно, ветровыми энергетическими установками (или всем ветровым парком) своей дополнительной энергии, срабатывают и успешно поддерживают сеть.

Техническая возможность повышения мощности P_increase в случае низкой частоты сети принципиально обеспечивается с моментальной мощности P_actual, равной 10% номинальной мощности. В этом случае возможно повышение P_increase мощности на 10% относительно номинальной мощности. На фиг. 5-8 показана принципиальная возможность повышения мощности на 200 кВт для рассматриваемой в качестве примера ветровой энергетической установки. При этом 200 кВт образуют 10% номинальной мощности. В принципе для выполнения повышения мощности во время поддержки частоты можно выбирать между двумя возможностями, а именно, между зависящим от частоты повышением мощности, как показано на фиг. 5, и зависящим от частоты и зависящим от скорости вращения повышением мощности, как показано на фиг. 6.

Вариант выполнения, который пояснен выше применительно к фиг. 4, и значения которого показаны на фиг. 4, можно пояснить следующим образом.

При изменениях частоты ниже мертвой зоны осуществляется требуемое повышение мощности с постоянным градиентом примерно 250 кВт/с. Повышение мощности P_increase вплоть до 10% номинальной мощности ветровой энергетической установки (WEA) достигается примерно после 800 мс. При небольших изменениях частоты внутри регулируемого диапазона и в диапазоне мощности ниже 500 кВт, градиент мощности слегка уменьшается за счет обусловленного генератором поведения при изменениях мощности. Повышение мощности P_increase возможно в течение времени максимально 6,4 с. Самое позднее через 7 с активная мощность ветровой энергетической установки снова возвращается с градиентом 250 кВт/с в нормальную рабочую точку. Время регулирования зависит от ветровых условий и устанавливающейся во время отдачи мощности скорости вращения установки. Переход к отдаче мощности в сеть завершается в течение примерно 1 с.

На фиг. 5 показана зависимость заданной мощности P_order от времени для случая, когда повышение мощности не проводится. Эта кривая показана также для сравнения. В момент времени t_B на фиг. 5 фиксируется нижняя частота и задается повышение мощности 200 кВт. Эта представленная по существу прямоугольная кривая мощности обозначена как P_increase. Эта мощность P_increase возрастает в момент времени t_B на повышенное на 200 кВт значение и удерживается на этом постоянном значении до конечного момента времени t_E, а затем падает до значения нормальной кривой заданной мощности P_order. Нормальная кривая заданной мощности P_order за это время падает без оказания влияния на кривую P_increase. Время между начальным моментом времени t_B и конечным моментом времени t_E составляет примерно 8 с. Кроме того, показана еще кривая мощности P_actual, которая соответствует действительному значению отдаваемой в сеть мощности. Таким образом, в соответствии с фиг. 5, повышение мощности P_increase в течение заранее установленного времени t_max отдачи пропорционально частоте сети. Это соответствует отдаче мощности независимо от устанавливающейся скорости вращения ротора ветровой энергетической установки.

Относительно фиг. 5 следует дополнительно пояснить, что мощность ветровой энергетической установки зависит во время поддержки частоты лишь от частоты сети. В течение заранее установленного времени t_max отдачи получается дополнительно требуемое пропорционально отклонению частоты повышение мощности P_increase. Таким образом, общая отдача активной мощности P_actual является суммой из мощности в соответствии с характеристикой зависимости мощности от скорости вращения в момент времени активации эмуляции момента инерции и требуемого повышения мощности P_increase