EP3097426A1 - Netzerfassungsmodul für eine windenergieanlage und verfahren zum ermitteln der netzfrequenz - Google Patents

Netzerfassungsmodul für eine windenergieanlage und verfahren zum ermitteln der netzfrequenz

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Publication number
EP3097426A1
EP3097426A1 EP15700269.2A EP15700269A EP3097426A1 EP 3097426 A1 EP3097426 A1 EP 3097426A1 EP 15700269 A EP15700269 A EP 15700269A EP 3097426 A1 EP3097426 A1 EP 3097426A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
voltage
network
uxi
time interval
linear combination
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Withdrawn
Application number
EP15700269.2A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Heinz-Hermann Letas
Jörg Gätjens
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Senvion GmbH
Original Assignee
Senvion 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 Senvion GmbH filed Critical Senvion GmbH
Publication of EP3097426A1 publication Critical patent/EP3097426A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R23/00—Arrangements for measuring frequencies; Arrangements for analysing frequency spectra
    • G01R23/02—Arrangements for measuring frequency, e.g. pulse repetition rate; Arrangements for measuring period of current or voltage

Definitions

  • Grid detection module for a wind turbine and method for determining the grid frequency
  • the invention relates to a network detection module for a wind energy plant and to a method for determining the network frequency.
  • the invention has the object of providing a method and a network acquisition module for a wind power plant determine prior ⁇ with which the mains frequency can be measured with improved quality. Based on the above-mentioned prior art, the problem is solved with the Merk ⁇ paint the independent claims. Advantageous embodiments are specified in the subclaims.
  • a first voltage profile of the network is measured, and a second voltage profile of the network is measured.
  • a time interval between a first voltage value of the linear combination and a second voltage value of the linear combination is determined. If the time interval between two voltage values (for example the zero crossings) is known, it is easy to deduce the period of the oscillation and thus the frequency of the oscillation.
  • the time interval is another form of representation of the frequency. If necessary, the frequency can be determined explicitly as the reciprocal of the period.
  • the determination of the time interval in the context of the invention corresponds to the determination of a measured value for the mains frequency.
  • the sinusoidal oscillation of two voltage curves results in a sinusoidal oscillation again from the linear combination.
  • the frequency of the linear combination is identical to the frequency in the individual phases, where the voltage curve is strigo ⁇ ben by a fixed phase angle. So just like a directly measured voltage ⁇ extending possible to infer the frequency of oscillation from the time interval between two voltage values of the linear combination.
  • the voltage curve between one of the phases of the network and the star point can be measured.
  • the voltage curve between one of the phases of the network and the ground potential can be measured. It is also possible to measure a voltage curve between two phases of the net ⁇ zes.
  • the invention has recognized that there are advantages when the network frequency is determined based on such a linear combination.
  • the linear combination can be used for a plausibility check, for example to detect a phase jump.
  • both voltage values lie within one period of the oscillation.
  • the time interval can be determined to twice per period ⁇ . To determine the period of oscillation, and thus the frequency, it is advantageous if the time interval between two voltage values is determined, between which a half period or a multiple of a half Pe ⁇ Riode. After a half period, the amount of the voltage value is the same and only the sign or Stei ⁇ supply can be opposite. The grid frequency is then accessible without further conversion or scaling.
  • the determination of the network frequency is further simplified if the voltage values between which the time interval is determined are zero crossings of the Li near combination. It is then not necessary to consider the amplitude of the oscillation.
  • the invention determines the network frequency using the linear combination is additionally made to a classic determination the grid frequency, which is based directly on a measured voltage curve. In the method according to the invention, therefore, additionally the time interval between two voltage values of the first voltage profile and / or between two voltage values of the second voltage profile can be determined.
  • the grid into which the wind turbine feeds electrical energy regularly includes three phases whose phase angles are each shifted by 120 °.
  • the erfindungsge ⁇ Permitted process is preferably carried out such that three voltage profiles are measured whose phase angles are each ⁇ wells shifted by 120 °. Is determined with each zero crossing, a value for the grid frequency for all three clamping ⁇ voltage gradients, then six equally distributed over the period values for the mains frequency arise. Expressed in Pha ⁇ senwinkeln located every 60 ° before a new measured value for the mains frequency. At a mains frequency of 50 Hz, this corresponds to six measured values in 20 ms, ie a time-dependent distance of 3.33 ms between two successive measured values.
  • a measurement value for the mains frequency In a preferred embodiment of the method according to the invention more than six times per Pe ⁇ Riode of the oscillation is determined, a measurement value for the mains frequency.
  • the phase angle between two successive measured values for the mains frequency can be less than 60 °, preferably less than 30 °, more preferably less than 15 °, over the entire period of the oscillation. Given a suitable plurality of linear combinations and / or a plurality of measured voltage profiles, the time interval between two
  • the time interval preferably relates in each case to two voltage values of the same voltage curve or the same linear combination.
  • the linear combination of the voltage profiles is selected in a preferred embodiment so that the zero crossing of the linear combination includes a phase angle of 30 ° with one of the measured voltage waveforms.
  • the time interval to the previous measured value for the mains frequency is then halved.
  • the phase angle of 30 ° in which the linear combination is formed as the difference between the first measured voltage waveform and the second measured voltage waveform when the first voltage gradient and the second voltage waveform has a phase angle of 120 ° Zvi ⁇ rule lock themselves.
  • the linear combination then closes with the first measured voltage waveform a phase angle of 30 ° and with the second measured voltage ⁇ extending a phase angle of 150 °.
  • linear combination denotes the sum of a first measured voltage curve and a second measured voltage curve, wherein both voltage curves are multiplied by a constant factor not equal to zero.
  • the first voltage waveform to the Fak ⁇ gate 1 and the second voltage waveform can be multiplied by a factor Zvi ⁇ rule and -1. 1
  • the linear combination is the simple difference between two measured voltage curves
  • the first voltage curve is multiplied by the factor 1 and the second voltage curve by the factor -1.
  • linear combinations of the phases senwinkel or the time interval between two aufei ⁇ nanderdron measurements of the line frequency can be further reduced.
  • the linear combinations can be selected such that the 60 ° -Phasenwinkel, which can be by direct from ⁇ evaluation of three voltage waveforms which include a phase angle of 120 ° with one another, reach, is divided into more than two partial angle.
  • the partial angles can be the same or different.
  • a new linear combination UXi results, which with Ul (t) includes a phase angle between 0 ° and 60 ° with Ul.
  • the factors Fi can be chosen such that the 60 ° angle range is subdivided into a plurality of equally large partial angles. For example, five factors Fi can be so- ⁇ selects that adjacent linear combinations each of which includes a phase angle of 12 ° with each other.
  • a wind power plant supplies the electric power re ⁇ regularly initially in a wind park internal connection network, a, from the forwarding in a public transmission network takes place.
  • the generator of the wind energy plant is synchronized with the grid, so that the frequency in the electrical system of the wind turbine, in the wind farm internal connection network and in the public transmission network coincides.
  • the voltage profiles according to the invention can be measured in the electrical system of a wind energy plant and / or in a wind farm internal access network and / or in a transmission network.
  • the method according to the invention is carried out Wenig ⁇ least a wind turbine of a wind park and / or in a parking master of a wind farm. Carried the dung OF INVENTION ⁇ proper determination of the mains frequency preference ⁇ as on unfiltered measured values of the voltage profile.
  • the invention also relates to a network detection module suitable for carrying out the method.
  • the net ⁇ metering module comprises a voltage sensor for measuring a first voltage waveform of the network and a second voltage waveform of the network.
  • the power detection module to ⁇ also incorporates a computing module, which is adapted to form a linear combination of the first voltage gradient and the second voltage waveform as well as an evaluation module, which is adapted to the time interval between a first voltage value of the linear combination and to determine a second voltage value of the linear combination.
  • the voltage sensor can be designed to measure voltage profiles in the electrical system of a wind energy plant and / or in a wind park-internal access network and / or in a transmission network.
  • the power detection module may be with other features fortge ⁇ forms, which are described in the context of the inventive method.
  • the re chenmodul and / or the evaluation module can be configured to carry out further steps of the method according to the invention Maschinenzu ⁇ .
  • the power detection module may further comprise Mo ⁇ modules that are designed for carrying out further steps of the inventive method.
  • the invention also relates to a wind turbine equipped with such a network detection module.
  • the wind turbine comprises a rotor and a generator driven by the rotor.
  • the wind turbine is designed to generate electricity generated by the generator
  • the invention relates to a parkmaster for a wind turbine comprising several wind turbines.
  • the parkmaster is designed to handle central control tasks for wind farm wind turbines. In particular, receives the
  • connection network 16 is a medium voltage of, for example, 20 kV.
  • the voltage is transformed by a transformer 18 to a high voltage of, for example, 380 kV.
  • a plurality of consumers 20 is connected, which are indicated only schematically in Fig. 1.
  • the rotation of a rotor 21 is translated by a gear 22 to a higher speed, with which a generator 23 is driven.
  • the electric current generated by the generator 23 is transmitted via a connection with three phases 281, 282, 283 to a transformer 25.
  • tet which brings the voltage to the voltage applied in the connection network 16 medium voltage.
  • It is a dop ⁇ pelt fed induction generator (DFIG), is connected to parallel to the generator 23 at a converter 24th
  • the converter 24 comprises a machine-side converter 241 and a line-side converter 242, which are connected to one another via a DC link.
  • a voltage sensor 29 measures between the generator 23 and the transformer 25 in the three phases 281, 282, 283 of the three-phase system, the voltages Ul, U2, U3 relative to the neutral.
  • the grid frequency which is measured with the voltage sensor 29, coincides with the grid frequency in the wind farm internal access network 16 and the transmission network 17. Plotting the measured values of the voltage sensor 29 over time, so there are three sinusoidal clamping voltage gradients ⁇ Ul, U2, U3, which are each displaced by a phase angle of 120 ° relative to each other.
  • the voltage profiles Ul, U2, U3 are shown in FIG.
  • An evaluation module 31 which is integrally joined ⁇ the voltage sensor 29, evaluates the voltage waveforms Ul, U2, U3, and identifies the zero crossings. In each phase 281, 282, 283 there are two zero crossings per full period. Substituting the full period with a ⁇ phase angle of 360 ° is equal to the two zero crossings are 180 degrees apart. If one considers the three voltage profiles Ul, U2, U3 together, there are six zero crossings per period. In phase angles, the next zero crossing follows after 60 °.
  • the evaluation module 31 also determines the time interval between two successive zero crossings same phase. From the reciprocal of the time interval can be easily close to the mains frequency. For the purposes of the invention, the time interval between two zero crossings therefore applies as another form of representation of the network frequency.
  • the evaluation module 31 uses every zero crossing in one of the phases 281, 282, 283 in order to determine the network frequency, this results in six measured values for the network frequency per period. At a frequency of 50 Hz, the period lasts 20 ms. Thus, each time after 3.33 ms, a new measured value for the line frequency is obtained.
  • the wind energy installation furthermore comprises a computing module 30 in order to form linear combinations of the voltage profiles U1, U2 and U3.
  • the arithmetic module 30 is exactly like the evaluation module 31, the measured values of the tension ⁇ opening sensor 29 in unfiltered form.
  • the linear combinations form sinusoidal voltage curves with the same frequency as the voltage profiles Ul, U2 and U3. From the computing module 30, the linear combinations are transmitted to the evaluation module 31.
  • the evaluation modules 31 can determine the network frequency from the linear combinations in the same way as from the voltage profiles obtained directly from the voltage sensor 29.
  • FIG. 4 shows in addition to the voltage curves from FIG. 3 in dashed lines three linear combinations which the calculation module 30 has formed by subtraction from the voltage profiles U1, U2 and U3.
  • the linear combinatio ⁇ NEN U2-U1, U3 and U1-U2-U3 respectively corresponding to the clamping ⁇ voltage gradients, which is obtained when measuring the voltage in two of the three phases to each other.
  • FIG. 5 shows a vector illustration of the three voltage profiles U1, U2 and U3 as well as the linear combinations U2-U1, U3-U2 and U1-U3. In the vector representation, the information about the time course is missing, but the information about the phase angle is more accessible.
  • the voltage profiles Ul, U2 and U3 include a Phasenwin ⁇ angle of 120 ° each with each other.
  • the phase angle between the linear combination and the adjacent phase is 30 ° in each case. Since the zero crossings occur not only once per period but once per half-wave, a non-illustrated second zero crossing, which is shifted by a phase angle of 180 °, results for each of the vectors shown in FIG. 5. The zero crossings are thus equally distributed over the period, so that in each case after a phase angle of 30 °, the next zero crossing occurs. This can be seen in FIG. 4.
  • FIGS. 6 to 8 An example of this is shown in FIGS. 6 to 8.
  • FIG. 6 does not show all three phases of the network 16, but only the two phases Ul and U2.
  • Fig. 7 the phase Ul and four linear combinations of Ul and U2 are shown.
  • the solid arrows extending from the center point correspond to the voltage waveforms shown in Fig. 7.
  • the 60 ° phase angle between Ul and -U3 is divided into five sections.
  • phase angle between two adjacent Linearkombina ⁇ functions UXi is approximately 12 °. Due to the linear gradation of the factors before U2, the phase angles between two adjacent linear combinations UXi are not completely identical but only approximately identical.
  • FIGS. 7 and 8 is limited to the angular range between U1 and -U3. If one forms corresponding linear combinations UXi between U2 and U3 as well as between U3 and Ul and one uses each zero crossing of one of the phases or one of the linear combinations for the determination of the mains frequency, so you get after phase angles of each about 12 °, a new measured value for the grid frequency. At a mains frequency of 50 Hz, a new measured value for the mains frequency results every 0.67 ms. This opens up the possibility that the wind turbine can react very quickly to changes in the grid frequency. In addition, the network frequency can be determined with increased accuracy by averaging over a plurality of measured values.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln der Netzfrequenz, bei dem ein Spannungsverlaufs (Ul) einer ersten Phase (281) des Netzes (16) und ein Spannungsverlaufs (U2) einer zweiten Phase (282) des Netzes (16) gemessen werden. Es wird eine Linearkombination (UXi) aus dem Spannungsverlauf (Ul) der ersten Phase (281) und dem Spannungsverlauf (U2) der zweiten Phase (282) gebildet. Es wird der zeitliche Abstands zwischen einem ersten Spannungswert der Linearkombination (UXi) und einem zweiten Spannungswert der Linearkombination (UXi) ermittelt. Die Erfindung betrifft außerdem ein Netzerfassungsmodul, das zum Durchführen des Verfahrens geeignet ist. Mit der Erfindung wird es möglich, die Netzfrequenz mit kürzerer Taktung bzw. mit erhöhter Genauigkeit zu ermitteln.

Description

Netzerfassungsmodul für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Ermitteln der Netzfrequenz
Die Erfindung betrifft ein Netzerfassungsmodul für eine Windenergieanlage und ein Verfahren zum Ermitteln der Netz- frequenz.
Wenn eine Windenergieanlage elektrische Energie in ein Netz einspeist, erfolgt die Einspeisung synchron zu der Netzfre¬ quenz. Für den Betrieb einer Windenergieanlage ist es folg- lieh erforderlich, dass die Netzfrequenz ermittelt wird. Um den steigenden Anforderungen genügen zu können, die an die Netzverträglichkeit von Windenergieanlagen gestellt werden, ist es wünschenswert, die Netzfrequenz mit kürzerer Taktung bzw. mit erhöhter Genauigkeit zu messen.
Bei heutigen Frequenzmessungen ist es üblich, die Frequenz anhand des zeitlichen Abstands zwischen zwei Nulldurchgängen des Spannungsverlaufs einer Phase zu ermitteln. Bei ei¬ ner Netzfrequenz von 50 Hz ergibt sich alle 20 ms ein Mess- wert, wenn man einen Nulldurchgang pro Periode für die Ermittlung der Netzfrequenz nutzt, bzw. ergibt sich alle 10 ms ein Messwert, wenn man zwei Nulldurchgänge pro Periode für die Ermittlung der Netzfrequenz nutzt. Der zeitliche Abstand zwischen zwei Messwerten wird verkürzt, wenn man die Nulldurchgänge nicht nur bei einer Phase, sondern bei einer Mehrzahl von Phasen für die Ermittlung der Netzfrequenz nutzt.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zu Grunde, ein Verfahren und ein Netzerfassungsmodul für eine Windenergieanlage vor¬ zustellen, mit denen die Netzfrequenz mit verbesserter Qualität gemessen werden kann. Ausgehend vom eingangs genannten Stand der Technik wird die Aufgabe gelöst mit den Merk¬ malen der unabhängigen Ansprüche. Vorteilhafte Ausführungs- formen sind in den Unteransprüchen angegeben.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren wird ein erster Spannungsverlauf des Netzes gemessen, und es wird ein zweiter Spannungsverlauf des Netzes gemessen. Es wird eine Linear¬ kombination aus dem ersten Spannungsverlauf und dem zweiten Spannungsverlauf gebildet. Es wird ein zeitlicher Abstand zwischen einem ersten Spannungswert der Linearkombination und einem zweiten Spannungswert der Linearkombination ermittelt. Ist der zeitliche Abstand zwischen zwei Spannungs¬ werten (beispielsweise den Nulldurchgängen) bekannt, kann leicht auf die Periode der Schwingung und damit auf die Frequenz der Schwingung geschlossen werden. Der zeitliche Abstand ist eine andere Darstellungsform der Frequenz. Bei Bedarf kann die Frequenz als Kehrwert der Periode explizit ermittelt werden. Die Ermittlung des zeitlichen Abstands entspricht im Sinne der Erfindung der Ermittlung eines Messwerts für die Netzfrequenz.
Da die Netzfrequenz in allen Phasen des Netzes identisch ist, ergibt sich aus der Linearkombination der sinusförmigen Schwingung zweier Spannungsverläufe erneut eine sinus¬ förmige Schwingung. Die Frequenz der Linearkombination ist identisch zu der Frequenz in den einzelnen Phasen, wobei der Spannungsverlauf um einen festen Phasenwinkel verscho¬ ben ist. Genau wie bei einem direkt gemessenen Spannungs¬ verlauf lässt sich also aus dem zeitlichen Abstand zweier Spannungswerte der Linearkombination auf die Frequenz der Schwingung schließen.
Für das Messen des Spannungsverlaufs gibt es verschiedene Möglichkeiten, die im Sinne der Erfindung gleichwertig sind. So kann der Spannungsverlauf zwischen einer der Pha- sen des Netzes und dem Sternpunkt gemessen werden. Alterna¬ tiv kann der Spannungsverlauf zwischen einer der Phasen des Netzes und dem Erdpotential gemessen werden. Möglich ist auch, einen Spannungsverlauf zwischen zwei Phasen des Net¬ zes zu messen.
Die Erfindung hat erkannt, dass sich Vorteile ergeben, wenn die Netzfrequenz anhand einer solchen Linearkombination ermittelt wird. Erstens kann durch Mittelung über mehrere Messungen die Netzfrequenz mit erhöhter Genauigkeit be- stimmt werden. Zweitens wird es möglich, die Netzfrequenz zu beliebigen Zeitpunkten zu ermitteln. Der Abstand zwischen zwei Zeitpunkten, zu denen die Netzfrequenz bestimmt wird, ist also nicht mehr dadurch vorgegeben, dass in dem gemessenen Spannungsverlauf vorgegebene Spannungswerte auf- treten. Außerdem kann die Linearkombination für eine Plau- sibilitätsprüfung genutzt werden, beispielsweise um einen Phasensprung zu erkennen.
Ist die Amplitude bekannt, kann grundsätzlich anhand belie- biger Spannungswerte innerhalb einer Periode einer sinus¬ förmigen Schwingung auf die Periodendauer und damit auf die Frequenz geschlossen werden. Es gibt also keine prinzipielle Einschränkung, zwischen welchen Spannungswerten der zeitliche Abstand ermittelt wird, um auf die Frequenz zu schließen .
Ist der Phasenwinkel zwischen den beiden Spannungswerten nicht größer als 360°, so ist sichergestellt, dass beide Spannungswerte innerhalb derselben Periode der Schwingung aufgenommen werden. Bei einem größeren Phasenwinkel zwischen den beiden Spannungswerten ist eine Umrechnung auf die einzelne Periode erforderlich. Vorzugsweise liegen beide Spannungswerte, zwischen denen der zeitliche Abstand bestimmt wird, innerhalb einer Periode der Schwingung. Der zeitliche Abstand kann zweimal pro Periode ermittelt wer¬ den . Für die Ermittlung der Periode der Schwingung und damit der Frequenz ist es von Vorteil, wenn der zeitliche Abstand zwischen zwei Spannungswerten ermittelt wird, zwischen denen eine halbe Periode oder ein Vielfaches einer halben Pe¬ riode liegt. Nach einer halben Periode ist der Betrag des Spannungswerts gleich und nur das Vorzeichen oder die Stei¬ gung können entgegengesetzt sein. Die Netzfrequenz ist dann ohne weitere Umrechnung oder Skalierung zugänglich.
Weiter vereinfacht wird die Ermittlung der Netzfrequenz, wenn es sich bei den Spannungswerten, zwischen denen der zeitliche Abstand ermittelt wird, um Nulldurchgänge der Li nearkombination handelt. Es ist dann nicht erforderlich, die Amplitude der Schwingung zu berücksichtigen. In einer bevorzugten Ausführungsform wird die erfindungsgemäße Ermittlung der Netzfrequenz anhand der Linearkombination zusätzlich vorgenommen zu einer klassischen Ermittlung der Netzfrequenz, die direkt auf einem gemessenen Spannungsverlauf beruht. Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren kann also zusätzlich der zeitliche Abstand zwischen zwei Spannungswerten des ersten Spannungsverlaufs und/oder zwi- sehen zwei Spannungswerten des zweiten Spannungsverlaufs ermittelt werden.
Regelmäßig umfasst das Netz, in das die Windenergieanlage elektrische Energie einspeist, drei Phasen, deren Phasen- winkel jeweils um 120° verschoben sind. Das erfindungsge¬ mäße Verfahren wird vorzugsweise so durchgeführt, dass drei Spannungsverläufe gemessen werden, deren Phasenwinkel je¬ weils um 120° verschoben sind. Wird für alle drei Span¬ nungsverläufe mit jedem Nulldurchgang ein Wert für die Netzfrequenz ermittelt, so ergeben sich sechs über die Periode gleichverteilte Werte für die Netzfrequenz. In Pha¬ senwinkeln ausgedrückt liegt alle 60° ein neuer Messwert für die Netzfrequenz vor. Bei einer Netzfrequenz von 50 Hz entspricht dies sechs Messwerten in 20 ms, also einem zeit- liehen Abstand von 3,33 ms zwischen zwei aufeinanderfolgenden Messwerten. In einer bevorzugten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens wird mehr als sechsmal pro Pe¬ riode der Schwingung ein Messwert für die Netzfrequenz ermittelt. Der Phasenwinkel zwischen zwei aufeinanderfolgen- den Messwerten für die Netzfrequenz kann über die gesamte Periode der Schwingung betrachtet jeweils kleiner sein als 60°, vorzugsweise kleiner als 30°, weiter vorzugsweise kleiner als 15°. Dazu wird bei einer geeigneten Mehrzahl von Linearkombinationen und/oder Mehrzahl von gemessenen Spannungsverläufen der zeitliche Abstand zwischen zwei
Spannungswerten ermittelt. Der zeitliche Abstand bezieht sich vorzugsweise jeweils auf zwei Spannungswerte desselben Spannungsverlaufs bzw. derselben Linearkombination. Die Linearkombination der Spannungsverläufe wird in einer bevorzugten Ausführungsform so gewählt, dass der Nulldurchgang der Linearkombination einen Phasenwinkel von 30° mit einem der gemessenen Spannungsverläufe einschließt. Der zeitliche Abstand zu dem vorangegangen Messwert für die Netzfrequenz wird dann halbiert. Bei einer Netzfrequenz von 50 Hz kann man also alle 1,67 ms einen Messwert erhalten. Erreicht werden kann der Phasenwinkel von 30°, in dem die Linearkombination als Differenz aus dem ersten gemessenen Spannungsverlauf und dem zweiten gemessenen Spannungsverlauf gebildet wird, wenn der erste Spannungsverlauf und der zweite Spannungsverlauf einen Phasenwinkel von 120° zwi¬ schen sich einschließen. Die Linearkombination schließt dann mit dem ersten gemessenen Spannungsverlauf einen Phasenwinkel von 30° und mit dem zweiten gemessenen Spannungs¬ verlauf einen Phasenwinkel von 150° ein.
Bildet man aus jedem benachbarten der gemessenen Spannungs- Verläufe eine Linearkombination, so ergeben sich drei Linearkombinationen, die um jeweils 120° zueinander versetzt sind. Wird bei jedem Nulldurchgang eines der gemessenen Spannungsverläufe oder einer der Linearkombinationen ein Messwert für die Netzfrequenz ermittelt, so ergeben sich zwölf Messwerte, die über die Periode gleichverteilt sind. Der Phasenwinkel zwischen zwei aufeinanderfolgenden Messwerten beträgt 30°, der zeitliche Abstand bei einer Netz¬ frequenz von 50 Hz beträgt 1,67 ms. Der Begriff Linearkombination bezeichnet die Summe aus einem ersten gemessenen Spannungsverlauf und einem zweiten gemessenen Spannungsverlauf, wobei beide Spannungsverläufe mit einem konstanten Faktor ungleich 0 multipliziert sind. Beispielsweise kann der erste Spannungsverlauf mit dem Fak¬ tor 1 und der zweite Spannungsverlauf mit einem Faktor zwi¬ schen -1 und 1 multipliziert werden. In dem Beispiel, in dem die Linearkombination die einfache Differenz aus zwei gemessenen Spannungsverläufen ist, wird der erste Spannungsverlauf mit dem Faktor 1 und der zweite Spannungsverlauf mit dem Faktor -1 multipliziert.
Durch Auswahl geeigneter Linearkombinationen kann der Pha- senwinkel bzw. der zeitliche Abstand zwischen zwei aufei¬ nanderfolgenden Messungen der Netzfrequenz weiter verringert werden. Die Linearkombinationen können so gewählt werden, dass der 60 ° -Phasenwinkel , der sich durch direkte Aus¬ wertung von drei Spannungsverläufen, die einen Phasenwinkel von jeweils 120° miteinander einschließen, erreichen lässt, in mehr als zwei Teilwinkel unterteilt wird. Die Teilwinkel können gleich oder unterschiedlich sein.
Bezeichnet man die zeitabhängige Spannung eines ersten Spannungsverlaufs mit Ul (t) , die zeitabhängige Spannung ei¬ nes zweiten Spannungsverlaufs, der zu dem ersten Spannungs¬ verlauf um einen Phasenwinkel von 120° verschoben ist, mit U2 (t) und eine Linearkombination aus beiden mit UXi (t) , so ergibt sich durch geeignete Wahl von Faktoren Fi eine Mehr- zahl von Linearkombination UXi (t) :
UXi (t) = Ul (t) + Fi * U2 (t) .
Für jeden Faktor Fi zwischen 0 und 1 ergibt sich eine neue Linearkombination UXi, die mit Ul (t) einen Phasenwinkel zwischen 0° und 60° mit Ul einschließt. Die Faktoren Fi können so gewählt werden, dass der 60°-Win- kelbereich in eine Mehrzahl gleich großer Teilwinkel unterteilt wird. Beispielsweise können fünf Faktoren Fi so ge¬ wählt werden, dass benachbarte Linearkombinationen jeweils einen Phasenwinkel von 12° miteinander einschließen.
Die mathematische Behandlung wird vereinfacht, wenn die Phasenwinkel zwischen benachbarten Linearkombinationen nicht genau gleich groß sein müssen, sondern wenn es aus- reicht, dass diese annähernd gleich groß sind. Die Linear¬ kombinationen können dann wie folgt definiert sein:
UXi(t) = Ul(t) + i/N * U2(t) mit i = 1 ... N-l Mit i=0 liegt keine Linearkombination im Sinne der Erfindung vor, sondern der Spannungsverlauf würde Ul (t) entspre¬ chen. Mit i=N ergibt sich ebenfalls keine Linearkombination im Sinne der Erfindung, sondern der Spannungsverlauf würde -U3 (t) entsprechen. Diese beiden Spannungsverläufe sind durch direkte Messung zugänglich, so dass die erfindungsge¬ mäßen Linearkombinationen keine Anwendung finden. Die Phasenwinkel zwischen zwei aufeinanderfolgenden Messwerten der Netzfrequenz sind in diesem Beispiel jeweils nicht größer als 15°. Bildet man entsprechende Linearkombinationen zwi- sehen allen drei gemessenen Spannungsverläufen des Netzes, so wird über die gesamte Periode der Schwingung dieser Pha¬ senwinkel zwischen zwei aufeinanderfolgenden Messwerte für die Netzfrequenz nicht überschritten. Die 60 ° -Phasenabstände zwischen zwei aufeinanderfolgenden Messungen der Netzfrequenz ergeben sich, wenn man in jeder der drei Phasen den Nulldurchgang zweimal pro Periode er- fasst. Das gleiche Ergebnis kann man erhalten, wenn man den Nulldurchgang nur einmal pro Periode erfasst, und dafür je¬ weils zusätzlich den Nulldurchgang des negativen Spannungsverlaufs ermittelt. Die sechs verschiedenen Messungen pro Periode ergeben sich dann durch Auswertung von Ul, -Ul, U2, -U2, U3 und -U3.
Eine Windenergieanlage speist die elektrische Energie re¬ gelmäßig zunächst in ein windparkinternes Anschlussnetz ein, von dem die Weiterleitung in ein öffentliches Übertra- gungsnetz erfolgt. Der Generator der Windenergieanlage ist mit dem Netz synchronisiert, so dass die Frequenz im elektrischen System der Windenergieanlage, im windparkin- ternen Anschlussnetz und im öffentlichen Übertragungsnetz übereinstimmt. Die erfindungsgemäßen Spannungsverläufe kön- nen im elektrischen System einer Windenergieanlage und/oder in einem windparkinternen Anschlussnetz und/oder in einem Übertragungsnetz gemessen werden. In einer bevorzugten Ausführungsform wird das erfindungsgemäße Verfahren in wenigs¬ tens einer Windenergieanlage eines Windparks und/oder in einem Parkmaster eines Windparks durchgeführt. Die erfin¬ dungsgemäße Ermittlung der Netzfrequenz erfolgt vorzugs¬ weise anhand ungefilterter Messwerte des Spannungsverlaufs.
Die Erfindung betrifft außerdem ein Netzerfassungsmodul, das zum Durchführen des Verfahrens geeignet ist. Das Net¬ zerfassungsmodul umfasst einen Spannungssensor zum Messen eines ersten Spannungsverlaufs des Netzes und eines zweiten Spannungsverlaufs des Netzes. Das Netzerfassungsmodul um¬ fasst außerdem ein Rechenmodul, das dazu ausgelegt ist, eine Linearkombination aus dem ersten Spannungsverlauf und dem zweiten Spannungsverlauf zu bilden, sowie ein Auswertemodul, das dazu ausgelegt ist, den zeitlichen Abstand zwischen einem ersten Spannungswert der Linearkombination und einem zweiten Spannungswert der Linearkombination zu ermitteln. Der Spannungssensor kann dazu ausgelegt sein, im elektrischen System einer Windenergieanlage und/oder in einem windparkinternen Anschlussnetz und/oder in einem Über- tragungsnetz Spannungsverläufe zu messen.
Das Netzerfassungsmodul kann mit weiteren Merkmalen fortge¬ bildet werden, die im Zusammenhang des erfindungsgemäßen Verfahrens beschrieben sind. Insbesondere können das Re- chenmodul und/oder das Auswertemodul dazu ausgelegt sein, weitere Schritte des erfindungsgemäßen Verfahrens durchzu¬ führen. Außerdem kann das Netzerfassungsmodul weitere Mo¬ dule umfassen, die zum Durchführen weiterer Schritte des erfindungsgemäßen Verfahrens ausgelegt sind.
Die Erfindung betrifft außerdem eine Windenergieanlage, die mit einem solchen Netzerfassungsmodul ausgerüstet ist. Die Windenergieanlage umfasst einen Rotor und einen durch den Rotor angetriebenen Generator. Die Windenergieanlage ist dazu ausgelegt, mit dem Generator erzeugte elektrische
Energie in ein Netz einzuspeisen. Außerdem betrifft die Erfindung einen Parkmaster für einen mehrere Windenergieanlagen umfassenden Windpark. Der Parkmaster ist dazu ausgelegt, zentrale Steuerungsaufgaben für die Windenergieanla- gen des Windparks zu übernehmen. Insbesondere erhält der
Parkmaster Vorgaben von außerhalb des Windparks, anhand de¬ rer der Parkmaster Vorgaben für den Betrieb der Windenergieanlagen des Windparks ermittelt. Die Erfindung wird nachfolgend unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen anhand vorteilhafter Ausführungsformen beispielhaft beschrieben. Es zeigen: eine schematische Darstellung eines Windparks; eine schematische Darstellung einer Windenergie¬ anlage mit einem erfindungsgemäßem Netzerfassungsmodul ;
den Spannungsverlauf in den drei Phasen des Net¬ zes;
die Ansicht aus Fig. 3, wobei zusätzlich drei Li nearkombinationen dargestellt sind;
eine Vektordarstellung der Spannungsverläufe aus Fig. 4;
den Spannungsverlauf in zwei Phasen des Netzes; eine Mehrzahl von Linearkombinationen der in Fig 6 gezeigten Spannungsverläufe; und
eine Vektordarstellung der Spannungsverläufe aus Fig. 7.
In einem Windpark in Fig. 1 ist eine Mehrzahl von Windenergieanlagen 14, 15 an ein windparkinternes Anschlussnetz 16 angeschlossen. In dem Anschlussnetz 16 liegt eine Mit- telspannung von beispielsweise 20 kV an. Vor der Übergabe an ein öffentliches Übertragungsnetz 17 wird die Spannung mit einem Transformator 18 auf eine Hochspannung von beispielsweise 380 kV transformiert. An das Übertragungsnetz 17 ist eine Vielzahl von Verbrauchern 20 angeschlossen, die in Fig. 1 nur schematisch angedeutet sind.
In der schematischen Darstellung der Windenergieanlage 14 in Fig. 2 wird die Drehung eines Rotors 21 durch ein Getriebe 22 auf eine höhere Drehzahl übersetzt, mit der ein Generator 23 angetrieben wird. Der von dem Generator 23 erzeugte elektrische Strom wird über eine Verbindung mit drei Phasen 281, 282, 283 an einen Transformator 25 weitergelei- tet, der die Spannung auf die im Anschlussnetz 16 anliegende Mittelspannung bringt. Es handelt sich um eine dop¬ pelt gespeiste Asynchronmaschine (DFIG) , bei ein Umrichter 24 zu parallel zu dem Generator 23 geschaltet ist. Der Um- richter 24 umfasst einen Machine Side Converter 241 und einen Line-Side-Converter 242, die über einen Gleichstrom- Zwischenkreis miteinander verbunden sind.
Ein Spannungssensor 29 misst zwischen dem Generator 23 und dem Transformator 25 in den drei Phasen 281, 282, 283 des Drehstromsystems die Spannungen Ul, U2, U3 gegenüber dem Nullleiter. Die Netzfrequenz, die mit dem Spannungssensor 29 gemessen wird, stimmt mit der Netzfrequenz in dem wind- parkinternen Anschlussnetz 16 sowie dem Übertragungsnetz 17 überein. Trägt man die Messwerte des Spannungssensors 29 über der Zeit auf, so ergeben sich drei sinusförmige Span¬ nungsverläufe Ul, U2, U3, die jeweils um einen Phasenwinkel von 120° relativ zueinander verschoben sind. Die Spannungsverläufe Ul, U2, U3 sind in Fig. 3 dargestellt.
Ein Auswertemodul 31, das an den Spannungssensor 29 ange¬ schlossen ist, wertet die Spannungsverläufe Ul, U2, U3 aus und identifiziert die Nulldurchgänge. In jeder Phase 281, 282, 283 gibt es zwei Nulldurchgänge pro vollständiger Pe- riode. Setzt man die vollständige Periode mit einem Phasen¬ winkel von 360° gleich, sind die beiden Nulldurchgänge um 180° zueinander verschoben. Betrachtet man die drei Spannungsverläufe Ul, U2, U3 zusammen, so gibt es sechs Null¬ durchgänge pro Periode. In Phasenwinkeln betrachtet folgt der nächste Nulldurchgang also jeweils nach 60°.
Das Auswertemodul 31 ermittelt außerdem den zeitlichen Ab¬ stand zwischen zwei aufeinanderfolgenden Nulldurchgängen derselben Phase. Aus dem Kehrwert des zeitlichen Abstands lässt sich leicht auf die Netzfrequenz schließen. Im Sinne der Erfindung gilt der zeitlicher Abstand zwischen zwei Nulldurchgängen deswegen als andere Darstellungsform der Netzfrequenz.
Nutzt das Auswertemodul 31 jeden Nulldurchgang in einer der Phasen 281, 282, 283, um die Netzfrequenz zu ermitteln, so ergeben sich sechs Messwerte für die Netzfrequenz pro Peri- ode . Bei einer Frequenz von 50 Hz dauert die Periode 20 ms. Man erhält also jeweils nach 3,33 ms einen neuen Messwert für die Netzfrequenz.
Gemäß Fig. 2 umfasst die Windenergieanlage außerdem ein Re- chenmodul 30, um Linearkombinationen aus den Spannungsverläufen Ul, U2 und U3 zu bilden. Das Rechenmodul 30 erhält genau wie das Auswertemodul 31 die Messwerte von dem Span¬ nungssensor 29 in ungefilterter Form. Die Linearkombinationen bilden sinusförmige Spannungsverläufe mit derselben Frequenz wie die Spannungsverläufe Ul, U2 und U3. Von dem Rechenmodul 30 werden die Linearkombinationen an das Auswertungsmodul 31 übermittelt. Das Auswertemodulen 31 kann aus den Linearkombinationen in gleicher Weise die Netzfrequenz ermitteln wie aus den direkt von dem Spannungssensor 29 erhaltenen Spannungsverläufen.
Die Fig. 4 zeigt zusätzlich zu den Spannungsverläufen aus Fig. 3 in gestrichelten Linien drei Linearkombinationen, die das Rechenmodul 30 durch Subtraktion aus den Spannungs- Verläufen Ul, U2 und U3 gebildet hat. Die Linearkombinatio¬ nen U2-U1, U3-U2 und U1-U3 entsprechen jeweils den Span¬ nungsverläufen, den man erhält, wenn man die Spannung in zwei der drei Phasen gegeneinander misst. In Fig. 5 ist eine Vektordarstellung der drei Spannungsverläufe Ul, U2 und U3 sowie der Linearkombinationen U2-U1, U3-U2 und U1-U3 gezeigt. In der Vektordarstellung fehlt die Information über den zeitlichen Verlauf, dafür ist die Information über die Phasenwinkel besser zugänglich. Die Spannungsverläufe Ul, U2 und U3 schließen einen Phasenwin¬ kel von jeweils 120° miteinander ein. Durch Vektorsubtraktion mit der benachbarten Phase ergeben sich die Linearkom- binationen U2-U1, U3-U2 und U1-U3, die entsprechend Fig. 4 in gestrichelter Linie dargestellt sind. Die Amplitude der Linearkombinationen ist größer als die Amplitude in den Phasen. Auf das erfindungsgemäße Verfahren hat dies keine Auswirkung, wenn die Netzfrequenz anhand der Nulldurchgänge ermittelt wird.
Der Phasenwinkel zwischen Linearkombination und benachbarter Phase ist jeweils 30°. Indem die Nulldurchgänge nicht nur einmal pro Periode, sondern einmal pro Halbwelle auf- treten, ergibt sich für jeden der in Fig. 5 gezeigten Vektoren ein nicht dargestellter zweiter Nulldurchgang, der um einen Phasenwinkel von 180° verschoben ist. Die Nulldurchgänge sind also über die Periode gleich verteilt, so dass jeweils nach einem Phasenwinkel von 30° der nächste Null- durchgang erfolgt. Dies ist in Fig. 4 zu sehen.
Nutzt man jeden der Nulldurchgänge der Spannungsverläufe Ul, U2 und U3 sowie der Linearkombinationen für eine erneute Ermittlungen der Netzfrequenz, so ergibt sich nach Phasenwinkeln von jeweils 30° ein neuer Messwert. Auf der Zeitachse halbiert sich der Abstand zwischen zwei benach¬ barten Nulldurchgängen. Bei einer Frequenz von 50 Hz ergibt sich folglich alle 1,67 ms ein neuer Messwert für die Netzfrequenz .
Durch geeignete Auswahl der Linearkombinationen lässt sich der Phasenwinkel bzw. der zeitliche Abstand zwischen zwei aufeinanderfolgenden Messungen der Netzfrequenz noch weiter verkürzen. Ein Beispiel dafür ist in den Figuren 6 bis 8 dargestellt. Der Übersichtlichkeit halber zeigt die Fig. 6 nicht alle drei Phasen des Netzes 16, sondern nur die bei- den Phasen Ul und U2. In Fig. 7 sind die Phase Ul sowie vier Linearkombinationen aus Ul und U2 dargestellt. In Fig. 8 entsprechen die vom Mittelpunkt ausgehenden durchgehenden Pfeile den in Fig. 7 gezeigten Spannungsverläufen. In diesem Ausführungsbeispiel wird der 60 ° -Phasenwinkel zwischen Ul und -U3 in fünf Abschnitte unterteilt. Die Un¬ terteilung erfolgt durch die folgenden vier Linearkombinationen aus Ul und U2 : UXi(t) = Ul(t) + i/5 * U2(t) mit i = 1 ... 4.
Der Phasenwinkel zwischen zwei benachbarten Linearkombina¬ tionen UXi ist ungefähr 12°. Durch die lineare Abstufung der Faktoren vor U2 sind die Phasenwinkel zwischen zwei be- nachbarten Linearkombinationen UXi nicht ganz identisch, sondern nur annähernd identisch.
Der Übersichtlichkeit halber ist die Darstellung in den Figuren 7 und 8 auf den Winkelbereich zwischen Ul und -U3 be- schränkt. Bildet man entsprechende Linearkombinationen UXi zwischen U2 und U3 sowie zwischen U3 und Ul und nutzt man jeden Nulldurchgang einer der Phasen oder einer der Linear- kombinationen für die Ermittlung der Netzfrequenz, so erhält man nach Phasenwinkeln von jeweils etwa 12° einen neuen Messwert für die Netzfrequenz. Bei einer Netzfrequenz von 50 Hz ergibt sich also nach jeweils etwa 0,67 ms ein neuer Messwert für die Netzfrequenz. Dadurch wird die Möglichkeit eröffnet, dass die Windenergieanlage sehr schnell auf Veränderungen der Netzfrequenz reagieren kann. Außerdem kann durch Mittelung über eine Mehrzahl von Messwerten die Netzfrequenz mit einer erhöhten Genauigkeit ermittelt wer- den.

Claims

Patentansprüche
Verfahren zum Ermitteln der Netzfrequenz mit folgenden Schritten :
a. Messen eines ersten Spannungsverlaufs (Ul) des Netzes (16) ;
b. Messen eines zweiten Spannungsverlaufs (U2) des Netzes (16) ;
c. Bilden einer Linearkombination (UXi) aus dem ersten Spannungsverlauf (Ul) und dem zweiten Span¬ nungsverlauf (U2);
d. Ermitteln des zeitlichen Abstands zwischen einem ersten Spannungswert der Linearkombination (UXi) und einem zweiten Spannungswert der Linearkombi¬ nation (UXi) .
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Phasenwinkel zwischen dem ersten Spannungs wert und dem zweiten Spannungswert nicht größer ist als 360°.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Spannungswert und/oder der zweite Spannungswert ein Nulldurchgang ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass bei der Linearkombination (UXi) der zeitliche Abstand zweimal pro Periode ermittelt wird .
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass zusätzlich der zeitliche Abstand zwischen zwei Spannungswerten des ersten Spannungsverlaufs (Ul) und/oder zwischen zwei Spannungswerten des zweiten Spannungsverlaufs (U2) ermittelt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass mehr als sechsmal pro Periode der zeitliche Abstand zwischen zwei Spannungswerten ermit¬ telt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Phasenwinkel zwischen zwei Ermittlungen des zeitlichen Abstands nicht größer ist als 30°, vorzugsweise nicht größer ist als 15°.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass der zeitliche Abstand mehrfach ermittelt wird, so dass über eine Periode des Span¬ nungsverlaufs (Ul, U2) betrachtet der Phasenwinkel zwischen zwei aufeinanderfolgenden Ermittlungen nicht größer ist als 30°, vorzugsweise nicht größer ist als 15° .
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Linearkombination die Diffe renz aus dem Spannungsverlauf (U2) der zweiten Phase
(282) und dem Spannungsverlauf (Ul) der ersten Phase
(281) ist.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass eine Mehrzahl von Linearkombina¬ tionen (UXi) aus dem Spannungsverlauf (Ul) der ersten Phase (281) und dem Spannungsverlauf (U2) der zweiten Phase (282) gebildet wird. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass der zeitliche Abstand anhand un gefilterter Messwerte des Spannungsverlaufs (Ul, U2) ermittelt wird.
Netzerfassungsmodul mit einem Spannungssensor (29) zum Messen eines ersten Spannungsverlaufs (Ul) des Netzes
(16) und zum Messen eines zweiten Spannungsverlaufs
(U2) des Netzes (16), wobei das Netzerfassungsmodul ferner umfasst ein Rechenmodul (30), das dazu ausge¬ legt ist, eine Linearkombination (UXi) aus dem ersten Spannungsverlauf (Ul) und dem zweiten Spannungsverlauf
(U2) zu bilden, und ein Auswertemodul (31), das dazu ausgelegt ist, den zeitlichen Abstand zwischen einem ersten Spannungswert der Linearkombination (UXi) und einem zweiten Spannungswert der Linearkombination
(UXi) zu ermitteln.
Netzerfassungsmodul nach Anspruch 12, dadurch gekenn zeichnet, dass der erste Spannungswert und/oder der zweiten Spannungswert Nulldurchgänge der Linearkombi nation (UXi) sind. 14. Windenergieanlage mit einem Rotor und einem durch den Rotor (21) angetriebenen Generator (23), wobei die Windenergieanlage dazu ausgelegt ist, mit dem Genera¬ tor (23) erzeugte elektrische Energie in ein Netz (16) einzuspeisen, dadurch gekennzeichnet, dass die Wind- energieanlage ein Netzerfassungsmodul nach Anspruch 12 oder 13 umfasst.
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