Spørg Fagfolket: Hvordan holder man omdrejningstallet konstant i moderne vindmøller?

Illustration: Siemens gamesa

Vores læser Aage Petersen har spurgt:

Hvordan holder man generatoren i konstant omdrejningstal ved skiftende rotorhastighed i moderne vindmøller?

Hvordan regulerer man udgangseffekten ved skiftende vindhastighed, og hvor høj er udgangsspændingen?

Henrik Stiesdal, opfinder og vindmøllepionér, svarer:

Som spørgsmålet er formuleret, er præmissen faktisk forkert. Generatoren holdes ikke på konstant omdrejningstal ved skiftende rotorhastighed i moderne vindmøller.

Generatorens omløbstal følger rotorens omløbstal, hvad enten der er tale om en langsomtløbende, direkte tilkoblet generator eller en generator tilkoblet gennem et gear.

Læs også: Spørg Fagfolket: Hvorfor er akslen på en vindmølle ikke vandret?

Det, man på den baggrund kan undre sig over, er i virkeligheden, hvordan vindmøllen kan levere konstant spænding og frekvens, når nu generatorens hastighed varierer med rotorhastigheden.

Det vil ganske vist være muligt at holde spændingen konstant på nogle generatortyper, men det kan man ikke på moderne generatortyper med permanente magneter, og på ingen af dem kan man opnå en konstant frekvens ved varierende hastighed uden særlige tiltag.

Forklaringen på, at det alligevel kan lade sig gøre, er, at man indsætter en frekvensomformer mellem generatoren og nettet. Frekvensomformeren består af en ensretter og en vekselretter.

Vekselstrømmen fra generatoren, som har varierende spænding og frekvens, bliver først ensrettet til jævnstrøm, hvorefter den vekselrettes til vekselstrøm med konstant spænding og frekvens, som kan sendes ud på nettet.

Kommercielle vindmøller har enten en fuld omformer eller et såkaldt DFIG-system. En fuld omformer er det enkleste arrangement. Her sendes hele generatoreffekten gennem omformeren.

Læs også: Spørg Fagfolket: Hvorfor satser man ikke på vertikale vindmøller?

Et DFIG-system er mere kompliceret. DFIG er en forkortelse for Doubly Fed Induction Generator, på dansk: en dobbeltfødet asynkrongenerator. Her er generatorens stator koblet direkte til nettet, mens rotoren er forbundet til frekvensomformeren.

Frekvensomformeren styrer strømmen i rotoren, og ved at variere strøm og frekvens på rotoren kan der opnås en situation, hvor statoren laver konstant spænding og frekvens til nettet.

I dette arrangement forbruger frekvensomformeren effekt, når generatoren løber langsommere end svarende til netfrekvensen, og den leverer effekt, når generatoren løber hurtigere end svarende til netfrekvensen.

Fordelen ved et DFIG-system er, at man kan nøjes med at dimensionere frekvensomformeren til en mindre andel af vindmøllens fulde effekt. Normalt får man et godt hastighedsområde med en frekvensomformer på 20-30% af vindmøllens mærkeeffekt, men der findes også systemer med frekvensomformere helt ned på 10% af mærkeeffekten.

Der er til gengæld også flere ulemper ved et DFIG-system. Den helt åbenbare udfordring er, at man er nødt til at have en generator med viklet rotor og slæberinge. Det giver alt andet lige et mere sårbart og vedligeholdelseskrævende arrangement end ved en konventionel asynkrongenerator med kortsluttet rotor eller ved en generator med permanente magneter.

Læs også: Spørg Fagfolket: Hvorfor maksimerer man vindmodstanden af en vindmølle?

Den lidt mindre åbenbare, men reelt mere alvorlige udfordring, er, at det er vanskeligere at opnå fuld overensstemmelse med systemoperatørernes krav til generatorens respons ved forstyrrelser på nettet.

Der er gennem tiden udviklet alskens løsninger på dette problem, men det er og bliver en udfordring ved DFIG-systemer, som man ikke har i nær samme omfang ved en fuld omformer.

For 20 år siden, da variabel hastighed på vindmøller for alvor vandt indpas, var DFIG-systemer langt de mest almindelige, men efterhånden har arrangementerne med fuld omformer vundet frem, og jeg tror ikke, at der udvikles mange nye møller med DFIG-systemer.

En medvirkende faktor er, at generatorer med permanente magneter, som efterhånden bliver mere udbredte, kræver fuld omformer. Det samme gælder direkte drevne generatorer, hvad enten de udføres med viklet rotor eller med permanente magneter.

Uanset om der anvendes fuld omformer eller DFIG, er svaret på andel del af spørgsmålet det samme: Man regulerer effekten med frekvensomformeren.

Læs også: Spørg Fagfolket: Hvorfor står vindmøllerne stille i stormen?

Hvad angår spændingen, så er den helt dominerende udgangsspænding på vindmøller 690 V. En indbygget transformer hæver spændingen til den lokale netspænding, typisk 33 kV eller 66 kV. På havmøller begynder man efterhånden at se på indbyggede transformerarrangementer på helt op til 132 kV.

Endelig kunne man jo spørge, om ikke det trods alt kunne lade sig gøre at gå en anden vej og indskyde en eller anden form for variabelt udvekslingsforhold mellem vindmøllens rotor og generatoren. Svaret er, at det kan man godt.

Der blev i industriens tidlige år udviklet mange forskellige mekaniske og hydrauliske løsninger, ikke mindst fordi frekvensomformerteknologien på det tidspunkt ikke var fuldt udviklet.

Nogle få løsninger kom op på store forsøgsmøller, andre nåede ud i kommercielle vindmøller, men som tiden gik, blev de alle overhalet indenom af de frekvensomformerbaserede løsninger, efterhånden som teknologien blev mere robust og også meget billigere.

Mig bekendt findes der ikke længere kommercielle vindmøller med mekanisk eller hydraulisk variabel hastighed.

Spørg fagfolket

Du kan spørge om alt inden for teknologi og naturvidenskab. Redaktionen udvælger indsendte spørgsmål og finder den bedste ekspert til at svare – eller sender spørgsmålet videre til vores kloge læsere. Klik her for at stille dit spørgsmål til fagfolket.

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Hvorfra kommer den reference (frekvens) som styringen bruger som reference ?

Een ting er synkronisering ved indkobling, men hvordan justeres frekvensen til den øjeblikkelige netfrekvens (som svinger, omend ganske lidt) ?

  • 2
  • 0

Der sidder to frekvens omformere back-to-back, den ene (maskin side) konvertere den variable generator frekvens til DC. Den anden (net side) konvertere DC, til den aktuelle netfrekvens.

I praksis er der noget software der køre en regulerings sløjfe med samme frekvens (eller den dobbelte) som PWM switch frekvensen. Typisk 5-10kHz. Grid side regulerings sløjfen måler for hver kontrol cyklus DC mellemkreds spændingen, og de 3 fase strømme, og spændinger. Ud fra dette opdatere den registre i PWM modulatoren, som kontrollere duty-cycle for hver fase.

Software algoritmen indeholder en grid-PLL (Phase Locked Loop), som bruger fase spændingerne til at beregne en filtreret net frekvens, og da systemet bruger mange trigonometriske beregninger, regner man typisk i radianer.

50Hz, er 314rad/s, og hvis kontrol sløjfen køre med 10kHz, så justere man grid vinklen 0.0314 rad frem for hver kontrol cyklus. PLL'en tæller op til 2 pi, og starter så igen ved nul (Savtak).

Hvis netfrekvens driver lidt (PLL kommer foran/eller bagud), så justere den langsomt op eller ned for den hastighed den tæller frem med. Det gøres for at gøre systemet mindre følsomt over for støj/transient på den målte spænding.

Frekvens omformeren (VSC) generere firkant spændinger (Genereret af PWM'en) med den DC link spænding som systemet køre med (F.eks. 1kV). Disse firkanter bliver filteret af nogle store spoler (drossel). Hvis PWM køre med 50% duty-cycle er den filterede spændingen 500V, ved. 75% 750V osv, (i praksis er 50% 0V da det kan opfattes som en +-500V DC link spænding).

Hvis vi på et givet tidspunkt på net perioden har 750V på netsiden af droslen, så vil en PWM spænding på 751V få strømmen til at løbe ud af konverteren, og 749V får den til at løbe ind. Ved at styre spændings vektoren med en komposant i 0° og 90°'s fase med PLL'en kan den aktive og reaktive strøm kontrolleres. (og dermed aktiv og reaktiv effekt).

For mere information google Field Oriented Control. https://en.wikipedia.org/wiki/Vector_contr...

  • 17
  • 0

Jeg troede at inverteren gjorde det lidt mere avanceret end at lave firkanter, da det må kræve nogle voldsomme spoler

Det er meget vigtigt at transistorene (IGBT) køres som en switch, dvs. enten så tæt på nul ohm som muligt(Rds on) eller helt åbne for at minimere tab.

I praksis er der switch tab, da transistoerne ikke er uendelig hurtige til at åbne og lukke, dette tab følger switch frekvensen. Jo højere frekvens, jo højere tab.

Jo højere switch frekvens jo nemmere er det at filtrere de switch harmoniske, og der kan anvendes mindre spoler. Valg af switchfrekvens er en del af optimering af tab, og størrelse (pris) på spoler.

  • 9
  • 0

Tak for dit oplysende svar. Det var bare ikke det jeg spurgte om.

Du skriver selv "den aktuelle netfrekvens" og mit spørgsmål, som måske er banalt, var, hvor denne frekvens måles ?

Er det så banalt, at der sidder en måletransformer på det kabel som bortleder effekten når møllen er indkoblet ? Og følgelig, at det skal være indkoblet i den fjerne ende for at møllen kan synkroniseres ?

At lave 50,000 Hz, som du forklarer meget fint, er jo nødvendig, men ikke tilstrækkelig, for indkobling.

  • 2
  • 0

Du skriver selv "den aktuelle netfrekvens" og mit spørgsmål, som måske er banalt, var, hvor denne frekvens måles ?

Svaret er at det måler inverteren selv ved at måle på dens eget output. Den kan kun komme af med energi når den er i sync. Der er ikke nogen ekstern reference ud over elnettet selv.

Det er præcis det samme for solcelleanlæg etc.

Ja det betyder at der skal være strøm på nettet og nettet skal være stærkt nok til at inverteren ikke kan domminere frekvensen.

  • 7
  • 2

Undskyld, men det kan altså ikke være rigtigt.

I et konventionelt anlæg synkroniseres en generator med nettet - dvs. der måles på såvel generatorside som netside og omdrejninngerne justeres for at op nå dette. Samtidigt justeres spændingen, så den er ens. Derefter indkobles elektrisk. fordi fase og spænding er ens flyder der ingen strøm (effekt). Forsøges omdrejningerne forøget, så afleveres effekt (omdrejningerne ændres ikke, der er jo sket en synkronisering, men der er "givet gas").

Note: Det samme, men omvendt, hvis eg. et skibsanlæg skal erstatte landstrøm. Så skal generatoren OGSÅ være synkroniseret enden landstrøm afbrydes. Naturligvis kan det også ske mere direkte, menn så falder det meste elektronik ud, og det er uønsket.

Og så gentager jeg spørgsmålet: er der spænding på kablet mellem vindmøllen og nettet, som der kan måles spænding og fase på, når den nævnte effektelektronik synkroniserer og tilpasser spændingen inden indkobling ? ELLER findes der et separat laveffektkabel (almindelig 230 V stikledning) ?

Jeg kan da ikke forestille mig, at en vindmølle på 5 MW indkobles direkte. Det svarer naturligvis til en 5-10 MW kortslutning i værste fald......

PS: Jeg har ikke nærstuderet solceller, men der er der jo naturligvis netadgang, OG dermed er situationen den samme. Der kan ikke ske en direkte indkobling uden elektronisk synkronisering - selvom effekten er langt mindre.

  • 0
  • 3

Og så gentager jeg spørgsmålet: er der spænding på kablet mellem vindmøllen og nettet, som der kan måles spænding og fase på, når den nævnte effektelektronik synkroniserer og tilpasser spændingen inden indkobling ? ELLER findes der et separat laveffektkabel (almindelig 230 V stikledning) ?

Der skal være spænding på kablet inden indkobling. Ingen inverter, der skal lave strøm til elnettet, vil generere effekt på et kabel der ikke har spænding på i forvejen.

Ikke alene det, der skal også være nok effekt i nettet som ikke kommer fra denne type inverter. Ellers bliver elnettet ustabilt når alle inverterne forsøger at synkronisere op imod hinanden. Det er det Carsten fisker efter.

Der er ingen inerti i invertere da de kan skifte fasevinkel momentant. Forskellen til de mekaniske generatorer er at inverteren ikke skal bruge tid på at synkronisere. Men denne hurtige reaktion kan være en ulempe i ø-drift da frekvensen kan blive ustabil.

  • 4
  • 1

Med synkrongeneratorer.

Synkrongeneratorerne sidder oppe i møllerne og variable AC bliver ensrettet til DC for sidenhen at bliver inverteret til 50 Hz AC og sendt ud på nettet.

jævnligt oplever perioder hvor stort set hele effekten kommer fra vindmøller, solceller og HVDC uden at vi har oplevet strømafbrydelser.

Det klares ved at der instaleres synkronkompensatorer, med tung roterende masse.

Her er eksempel på lille ø i ødrift hvor der indenfor nogle måneder når batterierne er installeret, vil blive muligt, at køre alene på vindmøller, synkronkompensator og batterier. https://www.sev.fo/english/projects/batter...

Her er lidt om batterierne. https://www.hitachienergy.com/news/press-r...

Her er klip om synkronkompensatoren. https://www.youtube.com/watch?v=UV1ye5m6uUM

  • 6
  • 0

Ikke alene det, der skal også være nok effekt i nettet som ikke kommer fra denne type inverter. Ellers bliver elnettet ustabilt når alle inverterne forsøger at synkronisere op imod hinanden. Det er det Carsten fisker efter

Softwaren i kan/kunne sættes til at emulere opførslen fra en generator præcist, det er et (ret) lineært system, som er velbekrevet. Manglen er en ting, og det er kortslutningsniveauet og mængden af lagret energi i bussen. Der kommer ikke ustabilitet fra typen som sådan.

Der er ingen inerti i invertere da de kan skifte fasevinkel momentant. Forskellen til de mekaniske generatorer er at inverteren ikke skal bruge tid på at synkronisere. Men denne hurtige reaktion kan være en ulempe i ø-drift da frekvensen kan blive ustabil.

Ja de kan styres momenttant - men det er bare differensligninger i en DSP, så det er ikke svært at sige de ikke skal gøre det. Så den hurtige reaktion er noget som kan laves som man ønsker det.

Inverteren har ikke samme overload-rating, da det ikke er økonomisk. Men det er ikke krævet for stabilitet - overloadratingen hjælper ved brownouts og ridethroughs. Men nuværende gridcode og ældre versioner har ikke altid været optimale...

Se Horn-Sea I parken og dens indflydelse på på det engelske blackout.

https://en.wikipedia.org/wiki/Hornsea_Wind...

  • 2
  • 1

Softwaren i kan/kunne sættes til at emulere opførslen fra en generator præcist, det er et (ret) lineært system, som er velbekrevet. Manglen er en ting, og det er kortslutningsniveauet og mængden af lagret energi i bussen. Der kommer ikke ustabilitet fra typen som sådan.

Nej; men det kan der sagtens komme, når en sådan inverter sluttes til den resonanskreds/transmissionslinje, som et langt elnet udgør (ud til havvindmøller og op gennem Jylland). En generator, som bare leverer strøm til et net, har en høj udgangsimpedans, hvorved den ikke stabiliserer spændingen eller frekvensen (til 50 Hz), og når man indfører regulering, risikerer man let at stå tilbage med noget, der minder om en oscillator med en høj collector- eller drain-impedans, der er koblet til en LC-tank. Prøv bare at tage en tilbagekoblet audioforstærker og slut en LC kreds med lav modstand til udgangen og se så, hvad der sker.

Ja de kan styres momenttant - men det er bare differensligninger i en DSP, så det er ikke svært at sige de ikke skal gøre det. Så den hurtige reaktion er noget som kan laves som man ønsker det.

Problemet er bare, at inverteren - selv med DSP styring - ikke kan absorbere og/eller opbevare energi til netstabilisering, med mindre du vil have en vindmølle til at virke som blæser og solpaneler til at udsende lys, og den kan heller ikke generere ret meget mere, end den i forvejen gør, da man naturligvis udnytter den til rådighed værende vind- eller solenergi maksimalt.

Uanset hvad, man gør, kan invertere derfor ikke dæmpe den energi / de bølger, der farer frem og tilbage på elnettet/transmissionslinjen og kun langsomt dør ud som følge af modstanden. En roterende synkronkompensator kan derimod både absorbere og generere energi, men naturligvis ikke til evig tid, så der vil stadig være behov for en overordnet styring, når andelen af vind- og solenergi nærmer sig eller endog overstiger belastningen.

Netop pga. problemerne med refleksioner og reaktiv effekt i elnettet foreslog jeg i sin tid at bruge 16 2/3 Hz til vindmøller og backbone op gennem Jylland, så hele strækningen kunne graves ned uden at bruge kostbar HVDC. 16 2/3 Hz kunne bruges direkte i bl.a. eltog, og man kunne så i lokalområderne konvertere til 50 Hz ved at koble en stor motor og generator sammen, hvorved man ville få al den netstabilitet og kortslutningseffekt, man kunne ønske sig.

  • 1
  • 7

Problemet er bare, at inverteren - selv med DSP styring - ikke kan absorbere og/eller opbevare energi til netstabilisering, med mindre du vil have en vindmølle til at virke som blæser og solpaneler til at udsende lys, og den kan heller ikke generere ret meget mere, end den i forvejen gør, da man naturligvis udnytter den til rådighed værende vind- eller solenergi maksimalt.

Jeg er ret sikker på at alle vindparker i dag har store effektmodstaande så de kan brænde overskydende effekt af... F.eks. hvis de skal levere reaktiv effekt ind i en fejl, så skal de have et sted til den aktive effekt, indtil fejlen er bortkoblet og de igen skal producere...

  • 4
  • 0

Carsten jeg synes ikke du forholder dig til at det vi har åbenlyst allerede fungerer idet vi har perioder med næsten 100% vind og sol i elnettet uden at det crasher. Forsøger du at løse et problem der ikke eksisterer?

  • 8
  • 2

Carsten jeg synes ikke du forholder dig til at det vi har åbenlyst allerede fungerer idet vi har perioder med næsten 100% vind og sol i elnettet uden at det crasher. Forsøger du at løse et problem der ikke eksisterer?

Nej, jeg stiller bare stort set det samme spørgsmål som Jan Heisterberg; men som ingen her har været i stand til at svare på - heller ikke dig.

Jeg kan ikke forestille mig, at de nuværende vindmølleparker ikke allerede har en form for overordnet styring; men den baserer sig måske bare på, at man kobler møller ud, hvis produktionen begynder at nærme sig belastningen, så man stadig har roterende generatorer på nettet til at stabilisere frekvens og spænding? Den går bare ikke i fremtiden, hvor vi ikke kan tåle at miste nogen VE. Alt skal hele tiden producere på det maksimalt mulige, og så må man om ikke andet bruge evt. overskudsstrøm til f.eks. at drive varmepatroner/termisk lagring og/eller generere PtX uanset den lave virkningsgrad. Det sikrer dog stadig ikke 50 Hz og 230 V i nettet uden én eller anden form for styring af frekvens og spænding, så hvordan gøres det med "dumme" invertere og uden roterende generatorer?

  • 1
  • 7

Jeg er ret sikker på at alle vindparker i dag har store effektmodstaande så de kan brænde overskydende effekt af... F.eks. hvis de skal levere reaktiv effekt ind i en fejl, så skal de have et sted til den aktive effekt, indtil fejlen er bortkoblet og de igen skal producere...

Ja, og det viser jo netop, at man ikke kan styre sig ud af problemet med en DSP i inverteren.

Kobler man bare møllen fra nettet, roterer den lynhurtigt op i omdrejninger, indtil pitch-reguleringen og bremsesystemer kan få den stoppet, og den reaktive effekt, der allerede er oplagret i nettets selvinduktion og kapacitet, slipper man ikke af med uden at overføre den til roterende maskiner eller batterier eller brænde den af i en modstand, så uden sådanne tiltag, kan spændingen stige voldsomt, og nettet kan "ringe".

  • 1
  • 9

Det sikrer dog stadig ikke 50 Hz og 230 V i nettet uden én eller anden form for styring af frekvens og spænding, så hvordan gøres det med "dumme" invertere og uden roterende generatorer?

230 V spændingen styres ikke centralt. Den bestemmer DSO'erne lokalt.

Vi har spændingsregulering på 150/60 kV transformerne der sikre at mellem ca. 170-130 kV der holder vi en spænding på ca. 63 kV på 60 kV nettet (afhængig af hvad den er indstillet til) og på 60/10 kV transformerne har vi ligeledes automatisk spændingsregulering der sikre at fra 72-53 kV der holder vi 10,4 kV på 10 kV nettet (afhængig af hvad den er indstillet til). På 10/0,4 kV transformerne har vi en manuel indstillet trinkobler alt efter om stationen er tæt på 60/10 kV stationen, eller længre ude i nettet. Det sikre at spændingen ved kunden er 230+-5% i normalsituationen og maks +-10% i en ekstrem situation (hvilket er lovkravet) Det er altså helt ok, hvis vi bare levere en spænding i kabelskabet (der er kundens POC) der variere mellem 207 V og 253 V, målt over et 10 minutters gennemsnit. Men i praksis er variationen meget mindre.

Ang. frekvensregulering der indkøber Energinet kapacitet til netop at regulere frekvensen. Det er et marked som man kan byde ind på, både som forbruger og producent, bare man (i dag) har en kapacitet på over 10 MW. Det kan man læse meget mere om her: https://energinet.dk/El/Systemydelser/Nord...

Alle producenter skal dog bidrage til frekvensstabilicering via de krav der er i RfG'en der fastsætter hvordan producenten skal opføre sig ved forskellige frekvenser og DSO'erne har et system til automatisk/manuel aflastning hvis frekvensen falder meget...

De her systemer er ikke nye, de har altid eksisteret? Reglerne er naturligvis opdateret og standardiseret, nu på europæisk niveau, men de har vist altid været her...

  • 14
  • 0

Det sikrer dog stadig ikke 50 Hz og 230 V i nettet uden én eller anden form for styring af frekvens og spænding, så hvordan gøres det med "dumme" invertere og uden roterende generatorer?

I RfG'en er der også krav til at producenterne skal holde sig inden for nogle spændingsintervaller. F.eks. skal de koble deres anlæg ud hvis spændingen i POC overstiger 66 kV ved en 60 kV tilslutning. Der er tilsvarende krav til mindre producenter, dog er kravet ikke i POC for f.eks. små solcelleanlæg, der gælder de for generatorens tilslutningspunkt, da man ved de ikke kan have måleudstyr siddende i POC.

Så måden det overholdes på er en god blanding af tekniske krav til producenterne, en markedsplads og noget overordnet regulering...

  • 12
  • 0

I RfG'en er der også krav til at producenterne skal holde sig inden for nogle spændingsintervaller. F.eks. skal de koble deres anlæg ud hvis spændingen i POC overstiger 66 kV ved en 60 kV tilslutning. Der er tilsvarende krav til mindre producenter, dog er kravet ikke i POC for f.eks. små solcelleanlæg, der gælder de for generatorens tilslutningspunkt, da man ved de ikke kan have måleudstyr siddende i POC.

Så måden det overholdes på er en god blanding af tekniske krav til producenterne, en markedsplads og noget overordnet regulering...

Tak for svaret på spørgsmålet, som må være, at generatorerne slet ikke er så "dumme", som nogle her påstår? De skal både nedregulere ved overspænding (66 kV ved tilkobling til 60 kV) og ifølge https://www.danskenergi.dk/sites/danskener... også ved frekvenser over 50,2 Hz i vestdanmark og 50,5 Hz i øst og være helt udkoblet ved omkring 52 Hz.

Det vil imidlertid altid give en frekvens over 50 Hz, hvis produkltionskapaciteten er større end belastningen, så hvordan fungerer markedspladsen for frekvensstabilisering rent teknisk i praksis (din link giver ikke mange oplysninger)? Jeg kan sagtens se, at så længe produktionen af VE er f.eks. 1-10 MW mindre end belastningen, kan en supplerende, traditionel 10 MW kraftværksblok styre frekvensen; men i en ren VE-verden er der jo ingen traditionelle blokke til dette.

  • 1
  • 11

Det vil imidlertid altid give en frekvens over 50 Hz, hvis produkltionskapaciteten er større end belastningen,

Alt bliver alene styret af frekvensen og er frekvensen over 50 Hz er der overskud af energi i nettet og det har forskere hos Oxford universitet så gjort noget ved, hvor de har udviklet lynhurtig elektronisk styring af effekten hos varmepatroner i en varmtvandslager. https://www.youtube.com/watch?v=N8aGV3Z8dOA

Som det er nu, så bruger man et nu højspændingskedler inde i fjernvarmen og reguleringsevnen er direkte elendig, da det består af elektroder + afskærming der bliver styret ved hjælp af servomotorer og det betyder så, at vindmøllerne skal regulere ned og det betyder forværret kap faktor.

  • 1
  • 2

Jeg kan sagtens se, at så længe produktionen af VE er f.eks. 1-10 MW mindre end belastningen, kan en supplerende, traditionel 10 MW kraftværksblok styre frekvensen; men i en ren VE-verden er der jo ingen traditionelle blokke til dette.

Hvis to kulkraftværker tilsammen producerer mere energi end der er behov for, så går det da præcis ligeså galt? Den eneste forskel er at der på meget kort sigt (sekunder) er noget inerti. Jeg tænker at det ikke tager mange sekunder at få 2 Hz for meget på hvis kulkraftværket pludselig producerer et antal MW for meget. Så meget energi er der hellere ikke i tung roterende masse - der i øvrigt i den sammenhæng roterer meget langsomt.

  • 4
  • 4

Det vil imidlertid altid give en frekvens over 50 Hz, hvis produkltionskapaciteten er større end belastningen,

Nej. Det vil give højere frekens, højere spænding eller begge dele.

Generatoren på kraftværket kører helt synkront med nettet, Hvis et kraftværk på 100MW eller sågar 1000MW skulle kunne ændre frekvensen på hele det skandinaviske net som leverer +50.000 MW så tro om.

Hvis generatoren magnetiseres til at give lidt højere spænding end netspændingen leverer den effekt ud, i modat fald vil generatoren blive en motor der driver tubinerne rundt. Derimellem er der så mulighed for forskellige slags reaktiv effekt. Du behøver ikke at ændre på nogen frekvens for at ændre på leveringen fra et kraftværk, det klares i første omgang via spændingen på nettet og senere via mere eller mindre damp til turbinerne.

I så fald må USA køre med et gevaldigt kraftoverskud, da deres kraftværker kører med 60Hz :-).

  • 1
  • 8

Det vil imidlertid altid give en frekvens over 50 Hz, hvis produkltionskapaciteten er større end belastningen, så hvordan fungerer markedspladsen for frekvensstabilisering rent teknisk i praksis (din link giver ikke mange oplysninger)? Jeg kan sagtens se, at så længe produktionen af VE er f.eks. 1-10 MW mindre end belastningen, kan en supplerende, traditionel 10 MW kraftværksblok styre frekvensen; men i en ren VE-verden er der jo ingen traditionelle blokke til dette.

I ren VE skal der også være en overkapacitet. Men det er ligemeget om man sænker forbruget eller øger produktionen for at skabe balance (eller omvendt)

Husk også at VE også er vandkraft, biomasse og biogas... Lige som at man kan bruge lidt af det produceret PtX i ekstreme situationer... Men primært vil reguleringen skulle ske via fleksibelt forbrug ved fjernvarme, PTX og DAC

  • 3
  • 0

Generatoren på kraftværket kører helt synkront med nettet, Hvis et kraftværk på 100MW eller sågar 1000MW skulle kunne ændre frekvensen på hele det skandinaviske net som leverer +50.000 MW så tro om.

Det er ikke noget argument givet at en vindmølle hellere ikke kan ændre frekvensen på hele det skandinaviske net. Er det kraftværket eller udlandskablet der er det stabiliserende element her?

Lad os forestille os en situation hvor kablet fra Skåne til Sjælland er ude. Alle øvrige kabler til Sjælland er DC links hvorfor vi har vores helt egen frekvens. Mener du stadig ikke at en stor kraftblok ikke kan ændre frekvensen?

  • 5
  • 1

Lad os forestille os en situation hvor kablet fra Skåne til Sjælland er ude. Alle øvrige kabler til Sjælland er DC links hvorfor vi har vores helt egen frekvens. Mener du stadig ikke at en stor kraftblok ikke kan ændre frekvensen?

Jo, den kan formodentlig endda styre frekvensen, men teoretisk kan den tvinge en lavere frekvens igennem selvom den leverer mere end nødvendigt. I det tilfælde må de andre bakke af for ikke at hæve spændingen. De 50Hz er en arbitrær reference man har valgt, men det er ikke den altafgørende kontrolmekanisme.

Det var det for et kraftværk uden forbindelse til andre, men sådan er det ikke mere. Det må være af historiske årsager man stadig anser frekvensen for mere betydningsfuld end den er.

  • 0
  • 10

Det var det for et kraftværk uden forbindelse til andre, men sådan er det ikke mere. Det må være af historiske årsager man stadig anser frekvensen for mere betydningsfuld end den er.

Der er en del elektrisk udstyr der er moderat følsom over for frekvens ændringer, som transformere, og asynkron motorer. Tabene vil stige hvis frekvens eller spænding ændres fra de nominelle værdier. Disse komponenter er normalt kun dimensioneret til ±10% på spænding, og ±2% på frekvens. Under frekvens, evt. kombineret med overspænding kan nemt bringe transformere/motor blik i mætning.

Asynkron motorer ændre omdrejnings tal hvis frekvensen ændres, for nogle maskiner kan det være et stort problem. For en motor der driver en blæser, vi belastningen stige på kvadratet af omdrejnings tallet, og kan nemt overbelastes ved overfrekvens, evt. kombineret med under spænding.

  • 3
  • 0

Hvorfor placeres frekvensomformeren i nacellen?

Umiddelbart virker det mere logisk, på grund af vægten, at placere den nede ved jorden.

Standard IGBT max arbejdsspænding er typisk 1,2 - 1,8 kV og derfor vælger man typisk synkrongeneratorspænding på 690 V RMS og forstil dig hvor stor støm og hvad kvadrat kablet ned gennem tårnet bliver, når møllerne er 4-15 MW og tårnet 100 m ++ højt.

Faktisk sidder højspændingstransformeren af samme årsag også oppe i nacellen og det er også en optimering, da det sikrer langt mindre tab i kabler i tårnet.

  • 6
  • 0

Hvorfor skulle man bruge modstande (dump loads), når man kan kontrollere den aktive effekt fra møllen ved at dreje vingerne?

For at beskytte DC-linket mellem generatoren og vekselretteren ved eksterne fejl i nettet. Jeg tvivler på at man kan dreje møllevingerne hurtigt nok til at det har betydning hvis fejlen opstår og er udkoblet igen inden for f.eks. 100 ms, men i den periode skal/må vindmøllen lukke ned for den aktive effekt og producere fuld reaktiv effekt for at holde spændingen oppe i fejlstedet.

  • 1
  • 0

Hej Magnus Thomsen

Umiddelbart virker det mere logisk, på grund af vægten, at placere den nede ved jorden.

Standard IGBT max arbejdsspænding er typisk 1,2 - 1,8 kV og derfor vælger man typisk synkrongeneratorspænding på 690 V RMS og forstil dig hvor stor støm og hvad kvadrat kablet ned gennem tårnet bliver, når møllerne er 4-15 MW og tårnet 100 m ++ højt.

Jeg ved ikke om der ligger en kvadratrod 3 et sted, men umiddelbart er der ikke mere end faktor 2-3 mellem 1,2 - 1,8 kV på IGBT og synkrongeneratorspænding på 690 V RMS. Ohms lov skulle give tilsvarende på kabeltværsnit eller hvad?

Har du mulighed for tal på kabeltværsnit.

En 10 GW frekvensomformer kan vel hurtig veje 10 ton, der skal alligevel noget stål til at understøtte sådan en vægt 100 m oppe.

Faktisk sidder højspændingstransformeren af samme årsag også oppe i nacellen og det er også en optimering, da det sikrer langt mindre tab i kabler i tårnet.

Er der stransformer mellem generator og frekvensomformeren og igen en højspændingstransformer bag?

  • 0
  • 1

Rækkefølgen:

Generator 690 V. Back to back frekvensomformer som #2 Niels Danielsen beskriver. Transformer 690V til 24+ kV Alt sammen placeret i nacellen

Derefter kabel ned gennem tårn. Og HSP bryder i bundtårn.

Tværsnit på kabel ned gennem tårn er så stærkt afhængig af hvilken spænding der anvendes og selvfølgelig antal MW.

690 volt er bare et eksempel. Det kan være anderledes.

  • 4
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten