EP3776787A1 - Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz - Google Patents

Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz

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EP3776787A1
EP3776787A1 EP19715087.3A EP19715087A EP3776787A1 EP 3776787 A1 EP3776787 A1 EP 3776787A1 EP 19715087 A EP19715087 A EP 19715087A EP 3776787 A1 EP3776787 A1 EP 3776787A1
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EP
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power
transformer
voltage
point
change
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EP19715087.3A
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English (en)
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Inventor
Johannes BROMBACH
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Wobben Properties GmbH
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Publication date
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    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/30—Reactive power compensation

Definitions

  • the present invention relates to a method for feeding electrical power into an electrical supply network by means of a decentralized feed unit, in particular by means of at least one wind turbine or a wind farm. Furthermore, the present invention relates to a corresponding wind turbine, which can perform such a method, and the invention also relates to a wind park with multiple wind turbines, the wind park can perform such a method. In particular, the present invention also relates to a wind park that can perform such a method of feeding by means of its wind turbines.
  • Wind turbines, wind parks or other decentralized feed-in units can nowadays not only feed into the electrical supply network in grid parallel operation, but they can also make a contribution to controlling and stabilizing the electrical supply network.
  • a fundamental situation which falls under the fact that in the case of an excess supply such decentralized feed-in units have to reduce their fed-in power to a corresponding requirement, which may, for example, come from the grid operator.
  • wind turbines, wind parks or other decentralized feed-in units that feed by means of an inverter or inverter technology, their power very quickly, namely within a few seconds, e.g. 5 seconds or less.
  • Such a fast control behavior or such a fast control capability can be very advantageous for controlling the electrical supply network, but it can also undesirable effects occur. It is often the case that such a decentralized feed-in unit feeds with an at least temporarily predetermined cos (cp) which is less than one. It is also fed reactive power.
  • the decentralized feed unit thus feeds the desired power by feeding in a corresponding current, the current having a corresponding phase angle other than 0 with respect to the phase position of the mains voltage, that is to say the voltage in the electrical supply network.
  • This reactive current or the corresponding reactive power is required to set a voltage level.
  • there is a need for this long connection connections between a network connection point is fed into the, and a transformer, which transforms the voltage to a higher voltage level. But there are also other constellations into consideration, in which the injected reactive power or the fed reactive current affects the voltage level.
  • the tapped transformer then changes the effective winding ratio of primary to secondary side or vice versa, in particular by mechanically changing a corresponding tap, and thus changes its transmission behavior.
  • a voltage change can thus be compensated by appropriate adjustment of the tapped transformer.
  • known step transformers are usually not able to compensate for such a rapid voltage change as can be achieved by the rapid change of the fed power by means of the decentralized feed unit.
  • there is a short-term increase in the voltage on the primary side which can not be corrected immediately and thus can occur especially as a voltage spike in the electrical supply network.
  • the desired power reduction is known at an early stage because, for example, it provides a reduction in the operation of a wind energy plant at a certain time, for noise reduction. If, for example, for reasons of sound reduction at eight o'clock in the evening the operation of a wind energy plant is to be reduced, this can already be started at five minutes before eight or ten minutes before eight, when the power is then slowly reduced by means of a corresponding ramp at this earlier time so that the power actually reached the reduced value at eight o'clock in the evening. But such a measure leads to a loss of revenue, because even earlier than necessary, a reduction in performance is made.
  • the present invention is therefore based on the object, at least one of the o.g. To address problems.
  • a solution should be proposed in which a decentralized feed units can be reduced in power with as little loss of yield as possible.
  • At least should be proposed to previously known methods an alternative.
  • this topology thus includes the feed-in unit, the network connection point, the connection connection and the transformer, which is finally connected to a network section.
  • active electrical power is fed into the electrical supply network at the grid connection point.
  • reactive electric power at the grid connection point is fed into the electric grid.
  • a change to be made to be fed active power is detected. It is therefore detected, for example, when the active power is to be increased or decreased in the near future or at a certain point in time. Accordingly, the injected active power is changed.
  • a temporal change of the fed-in reactive power is deliberately proposed and this can in particular mean the specification of a ramp, that is to say a gradient, or of a limit gradient, which determines how fast the reactive power is maximally changed.
  • a limitation is not provided for the active power.
  • the active power can therefore be reduced immediately at the time when it has to be reduced. It does not need to be reduced before.
  • this is also proposed for this time or starting at this time, starting immediately or immediately thereafter.
  • the method for limiting the reactive power gradients is particularly advantageous when the wind farm is connected directly to the UW and is in a cos (cp) control.
  • cp cos
  • cos (cp) can be well suited for voltage regulation for lines, whereas a voltage-dependent reactive power regulation (Q (U)) on the transformer, ie especially on a substation, and in the electrical supply network are often better suited.
  • Q (U) voltage-dependent reactive power regulation
  • a voltage regulation in which the voltage can be controlled in particular via a reactive power setting.
  • Controlling a voltage by adjusting a reactive power is basically known, but here it is proposed to apply such a regulation only temporarily. Only for the short event of active power reduction, this voltage regulation is proposed. In particular, there may otherwise be a cos (cp) control that is suspended for the event of changing the active power.
  • cp cos
  • the temporarily activated voltage regulation is active only when changing the injected active power and / or immediately thereafter.
  • Voltage regulation operates to cause the voltage at the grid junction to be wholly or partially returned to a value that the voltage at the grid node immediately prior to changing the injected active power had changed from a value that is changed by changing the injected active power.
  • a vibration-free behavior of a delay element of second order can be specified.
  • the behavior of how the voltage is conducted, namely to be particularly attributed is fixed by a trajectory.
  • a voltage curve is fixed and the behavior can be kotrolliert. Signal peaks are avoided.
  • the temporarily activated voltage regulation is carried out in particular when the network connection point is directly connected to a transformer point is connected, so if there is no connection connection or the connection to the reactive power voltage behavior has no or no significant influence.
  • the network connection point is directly connected to a transformer point is connected, so if there is no connection connection or the connection to the reactive power voltage behavior has no or no significant influence.
  • the limiting of the time-dependent change of the fed-in reactive power preferably takes place in such a way that the fed-in reactive power is changed according to a change function, in particular according to a ramp with a slope limited in magnitude. It is thus given a ramp for changing the reactive power, thereby avoiding a reactive power jump.
  • the steepness of this ramp and thus the speed of the change of the reactive power is preferably given as a limit, so that it is not exceeded in any case. A lower slope may be considered.
  • a ramp function is specified for the change of the reactive power, which predefines a change from a reactive power initial value to a reactive power end value and for this provides at least a duration of one minute, in particular of at least two minutes and preferably of at least five minutes.
  • the rate of change of the reactive power is significantly limited and basically adapted to a dynamic of the tapped transformer.
  • a change in reactive power if not limited as proposed, can be accomplished in a few seconds or even faster by a feed unit using an inverter. It is therefore proposed a slowdown many times over the technical possibilities of an inverter.
  • a power factor control is provided for the input of electrical reactive power, which can also be referred to as cos (cp) control.
  • the injected reactive power is adjusted depending on the injected active power so that a given power factor, which is also referred to as cos (cp) or coscp results.
  • the fed reactive power is initially changed simultaneously with the change in the active power fed so that the power factor remains unchanged.
  • a new value for the power factor as a function of a voltage which changes as a result of the change in active power and reactive power is then specified at the network connection point.
  • the new value for the power factor can, however, also be predefined as a function of a changing voltage at the network connection point which is to be expected as a consequence of the change in the active power and reactive power.
  • a change in the active power and reactive power leads to a change in the voltage. This can be counteracted by changing the power factor. This can either be done so that the immediately resulting voltage change is converted as soon as possible into a modified power factor, thereby counteracting the voltage, or this voltage change can already be anticipated.
  • a voltage regulation is used to keep the voltage at the reference point constant, at least to counteract a voltage change by changing the applied active power, the voltage regulation for this purpose sets the reactive power and the power factor control (cos ( cp) control) is deactivated during this voltage regulation,
  • a reactive power value resulting from the voltage regulation is fed to a new reactive power value, which would result from the deactivated power factor control (cos (cp) control) the reactive power value is guided in particular via a ramp and / or trajectory to the new reactive power value.
  • a period of 2 minutes to 10 minutes is preferably provided, in particular a period of 3 to 7 minutes.
  • the deactivated power factor control (cos (cp) control) is reactivated, namely as soon as the reactive power value reaches the new reactive power value has reached.
  • the limitation of the change of the input reactive power depends on the type and / or size of the connection connection.
  • the connection in particular a line between the network link tion point and the transformer point, ie the transformer, can vary greatly in their impedance.
  • the reactance ie the reactive component of the impedance
  • the reactance, ie the reactive component can be very different.
  • the reactance, ie the reactive component can be as large as the resistive resistor, ie the effective component, the impedance, or many times greater than the ohmic resistance.
  • This has particular effects on reactive power-dependent voltages or on how reactive power changes change the voltage. This is preferably taken into account when limiting the time change of the fed-in reactive power.
  • a wind turbine is also proposed for feeding electrical power into an electrical supply network, wherein
  • the wind turbine is connected to a grid connection point for feeding the electrical power
  • the network connection point is connected via a connection connection to a transformer point, for transmitting the electric power from the network connection point via the connection connection to the transformer point
  • the transformer point is connected via a transformer to a network section, for transmitting the electrical power from the transformer point via the transformer to the network section
  • the wind turbine comprises
  • an inverter for injecting active electrical power into the electrical supply network at the grid connection point
  • an inverter controller for controlling a supply of reactive electric power to the electric utility network at the grid connection point; an input interface for detecting a change in the active power to be fed in, wherein
  • the inverter controller is prepared to vary the injected active power in accordance with the detected change to be made, and wherein the inverter controller is prepared to limit a time change of the reactive power input when changing the inputted one
  • Active power and / or immediately thereafter to counteract a voltage increase at the transformer point and / or in the network section, and / or the inverter control is prepared to perform a temporary activation of a voltage regulation as a function of changing the injected active power in order to or immediately after changing the injected active power to perform a voltage control at a reference point, in particular at the network connection point to the voltage at Dynamically align reference point or network connection point, and / or to lead along a trajectory, in particular along a ramp.
  • the feeding is carried out by means of an inverter, which receives its power from a generator.
  • the inverter can be controlled via the inverter controller and can also be used to control other process steps.
  • such an inverter controller can control the changing of the injected active power according to the detected change to be made, and it can also limit the time variation of the supplied reactive power.
  • the inverter controller can implement corresponding control control algorithms for each and generate resulting setpoint values for the active power, reactive power and / or the power factor or phase angle. These setpoints can then be converted by the inverter accordingly. In this case, a desired value for a current to be fed can also be specified.
  • a feed arrangement for feeding electrical power into an electrical supply network comprising
  • a decentralized feed-in unit in particular a wind turbine, a grid connection point,
  • the network connection point is connected directly or via the connection connection to the transformer point, for transmitting the electrical power from the network connection point via the connection to the
  • the transformer point is connected to a network section via the transformer, for transferring the electrical power from the transformer point via the transformer to the network section, and the feeder arrangement comprises an inverter for feeding active electrical power into the electrical supply network at the network connection point,
  • an inverter controller for controlling a supply of reactive electric power to the electric utility network at the grid connection point; an input interface for detecting a change in the active power to be fed in, wherein
  • the inverter controller is prepared to change the injected active power according to the detected change to be made, and wherein
  • Modification of the fed reactive power when changing the injected active power and / or immediately thereafter to counteract a voltage increase at T ransformatortician and / or in the network section and / or the inverter control is prepared to a temporary activation of a voltage regulation in response to varying the injected active power to perform during and / or immediately after changing the injected active power, a voltage control at a reference point, in particular at the network connection point to dynamically adjust the voltage at the reference point or network connection point, and / or to lead along a trajectory, in particular along a ramp.
  • the feed arrangement thus has at least one decentralized feed-in unit, in particular a wind energy plant, and additionally also a grid connection point, a connection connection a transformer with a transformer point. Otherwise, their design and operation according to the embodiments described above.
  • the feed arrangement thus preferably has a wind power plant according to at least one embodiment of a wind energy plant described above. Additionally or alternatively, it has a wind park according to at least one embodiment of a wind farm described above. Additionally or alternatively, the feed arrangement is prepared to carry out a method according to at least one embodiment of a method described above. The effect and the advantages arise accordingly from the respective explanations of the respective embodiments mutatis mutandis.
  • Figure 1 shows a wind turbine in a perspective view.
  • FIG. 2 shows a wind park in a schematic representation.
  • FIG. 3 shows a feed arrangement in a schematic representation.
  • FIG. 4 shows an equivalent circuit diagram for the feed arrangement of FIG. 3.
  • FIG. 5 shows a diagram of a feed change according to the prior art.
  • FIG. 6 shows a further diagram of a feed change.
  • Figure 7 shows a diagram of a feed change according to a proposed
  • FIG. 1 shows a wind energy plant 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set in rotation by the wind in rotation and thereby drives a generator in the nacelle 104 at.
  • an inverter 130 is provided, which can be controlled by an inverter controller 132.
  • the inverter control is additionally provided with an input interface 134, via which setpoint values, in particular an active power setpoint Ps, can be input.
  • FIG. 2 shows a wind farm 112 with, by way of example, three wind turbines 100, which may be the same or different.
  • the three wind turbines 100 are thus representative of virtually any number of wind turbines of a wind farm 112.
  • the wind turbines 100 provide their power, namely, in particular, the power generated via an electric parking network 114 ready.
  • the respectively generated currents or powers of the individual wind turbines 100 are added up and usually a transformer 116 is provided, which transforms the voltage in the park, in order then to feed into the supply network 120 at the feed point 118, which is also generally referred to as PCC.
  • a tapped transformer 124 which is connected via a terminal connection 122 to the feed-in point 18, which may also be referred to as a grid connection point. Via the step transformer 124, the voltage is further transformed up to the voltage in the supply network 120.
  • the wind turbines 100 may be formed as shown in FIG. 1, including inverter 130 and inverter controller 132 with input interface 134. However, a central controller for the park 112 may also be provided.
  • Fig. 2 is only a simplified representation of a wind parks 1 12, for example, shows no control, although of course there is a controller.
  • the parking network 114 can be designed differently, for example by also a transformer at the output of each wind turbine 100 is present, to name just another embodiment.
  • the feed arrangement 300 of FIG. 3 has a wind park 302 as a decentralized feed unit.
  • This wind park 302 is connected to a network connection point 304 and connected via a connecting cable 306, which forms a connection here, via a busbar 308 to a transformer point 310.
  • the bus bar 308 may also be considered part of the transformer point 310 because the bus bars 308 basically form the connection hardware of the transformer point 310.
  • the connection cable 306 is connected to the transformer point 310.
  • the connection cable 306 is designed here by way of example to a voltage level of 20 kV, and this voltage can be transformed via a transformer 312 to a higher voltage, which here is for example 1 10 kV and forms the voltage level of the network section 314.
  • the transformer 312 is connected to the network section 314.
  • the transformer has here a primary side 316 and a secondary side 318.
  • a parallel string 320 is shown illustratively, which may also connect the mesh interconnection point 304 to the busbar 308 and the transformer point 310, respectively, when a disconnect switch 322, which is also illustrative, is closed.
  • various consumers namely industrial consumers 324 and non-industrial consumers 326 in the region of the connection cable 306 or the parallel strand 320 are indicated, which can be connected there in each case. Despite the same reference numerals 324 and 326, these consumers may still be different.
  • FIG. 7 illustrates.
  • this can have a major effect on the voltage at the busbar.
  • FIG. 9 shows a variant in which a regulation is used which regulates the voltage UNVP at the network connection point 304.
  • a regulation is used which regulates the voltage UNVP at the network connection point 304.
  • the injected active power PWEA is suddenly reduced at the reduction time tp.
  • a regulation is then provided which initially holds the voltage UNVP at the network connection point.
  • the fed-in reactive power QWEA is reduced correspondingly at the reduction time t R.
  • the cos (cp) changes as a result.
  • the reactive power is slowly ramped up to a setpoint, in particular linear, which corresponds to the initial cos (cp) specification or through which the cos (cp) is realized.
  • the voltage UNVP is initially held at the network connection point, but then also ramped down, so particularly linear down to a later value, the voltage UNVP then retains the network connection point, as soon as the previous cos (cp) was reached again.
  • this could also be a new setpoint for the cos (cp), if this is desirable for other reasons.
  • the voltage Uss at the busbar jumps by this measure to the reduction time tp. But she too is going through the gradual linear change in the input reactive power QWEA reduced accordingly.
  • connection impedance 406 may also be designed completely differently.
  • the network connection point could also be connected to the busbar without or without appreciable impedance, that is, for example, with or without negligibly long connection cable.
  • the voltage Uss at the busbar would behave like the voltage UNVP at the grid connection point, because the grid connection point and busbar would be electrically equal or at least almost equal. Then the voltage Uss at the busbar would not change abruptly, but only gradually, as shown in Figure 9 for the voltage UNVP at the network connection point. Accordingly, a tapped transformer could counteract this gradual voltage drop.
  • FIG. 9 illustrates, however, that such a regulation for holding the voltage UNVP at the network connection point is not always advisable, but depends on the specific situation, namely also on the transmission behavior from the network connection point to the busbar.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels einer dezentralen Einspeiseeinheit, insbesondere mittels wenigstens einer Windenergieanlage, wobei die Einspeiseeinheit zum Einspeisen der elektrischen Leistung an einen Netzverknüpfungspunkt angeschlossen ist, der Netzverknüpfungspunkt unmittelbar oder über eine Anschlussverbindung mit einem Transformatorpunkt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Netzverknüpfungspunkt an den Transformatorpunkt, ggf. über die Anschlussverbindung, der Transformatorpunkt über einen Transformator mit einem Netzabschnitt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Transformatorpunkt über den Transformator zum Netzabschnitt, umfassend die Schritte Einspeisen elektrischer Wirkleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt, Einspeisen elektrischer Blindleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt, Erfassen einer durchzuführenden Änderung der einzuspeisenden Wirkleistung, Verändern der eingespeisten Wirkleistung entsprechend der erfassten, durchzuführenden Änderung, und Begrenzen einer zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung und/oder unmittelbar danach, um einer Spannungserhöhung am Transformatorpunkt und/oder im Netzabschnitt entgegen zu wirken, und/oder temporäres Aktivieren einer Spannungsregelung in Abhängigkeit des Veränderns der eingespeisten Wirkleistung, um während und/oder unmittelbar nach dem Verändern der eingespeisten Wirkleistung eine Spannungsregelung an einem Referenzpunkt, insbesondere am Netzverknüpfungspunkt durchzuführen, um die Spannung am Referenzpunkt bzw. Netzverknüpfungspunkt dynamisch auszuregeln, und/oder entlang einer Trajektorie zu führen, insbesondere entlang einer Rampe.

Description

Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels einer dezentralen Einspeiseeinheit, insbesondere mittels wenigstens einer Windenergieanlage oder eines Wind parks. Weiterhin betrifft die vorliegende Erfindung eine entsprechende Windenergieanlage, die ein solches Ver- fahren ausführen kann und die Erfindung betrifft auch einen Wind park mit mehreren Windenergieanlagen, wobei der Wind park ein solches Verfahren ausführen kann. Insbesondere betrifft die vorliegende Erfindung auch einen Wind park, der ein solches Verfahren zum Einspeisen mittels seiner Windenergieanlagen durchführen kann.
Windenergieanlagen, Wind parks oder andere dezentrale Einspeiseeinheiten können heutzutage nicht nur im Netzparallelbetrieb in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen, sondern sie können auch einen Beitrag zum Steuern und Stabilisieren des elektrischen Versorgungsnetzes leisten. Eine grundsätzliche Situation, die darunter fällt ist, dass bei einem Leistungsüberangebot solche dezentralen Einspeiseeinheiten ihre eingespeiste Leistung auf eine entsprechende Anforderung hin, die bspw. vom Netzbetreiber kommen kann, reduzieren müssen. Besonders Windenergieanlagen, Wind parks oder andere dezentrale Einspeiseeinheiten, die mittels eines Wechselrichters bzw. Wechselrichtertechnologie einspeisen, können ihre Leistung sehr schnell, nämlich innerhalb weniger Sekunden, z.B. 5 Sekunden oder noch weniger, reduzieren.
Ein solches schnelles Regelverhalten bzw. eine solche schnelle Regelfähigkeit kann sehr vorteilhaft zum Regeln des elektrischen Versorgungsnetzes sein, es können aber auch unerwünschte Effekte auftreten. Häufig ist es so, dass eine solche dezentrale Einspeiseeinheit mit einem zumindest temporär vorgegebenen cos(cp) einspeist, der kleiner als 1 ist. Es wird also auch Blindleistung eingespeist. Die dezentrale Einspeiseeinheit speist also die gewünschte Leistung durch Einspeisen eines entsprechenden Stroms ein, wobei der Strom einen entsprechenden, von 0 verschiedenen Phasenwinkel in Bezug auf die Phasenlage der Netzspannung, also der Spannung im elektrischen Versorgungsnetz, aufweist. Dieser Blindstrom bzw. die entsprechende Blindleistung wird dafür benötigt, eine Spannungshöhe einzustellen. Besonders ergibt sich dafür eine Notwendigkeit bei langen Anschlussverbindungen zwischen einem Netzverknüpfungspunkt, in den eingespeist wird, und einem Transformator, der die Spannung auf eine höhere Spannungsebene transformiert. Es kommen aber auch andere Konstellationen in Betracht, bei denen die eingespeiste Blindleistung bzw. der eingespeiste Blindstrom die Spannungs- höhe beeinflusst.
Wird nun die beschriebene Leistungsreduzierung durchgeführt, wird also der eingespeiste Strom reduziert. Bei unverändertem Phasenwinkel bleibt also auch der cos(cp) unverändert und somit verringert sich die Blindleistung durch das Verringern des eingespeisten Stroms ebenfalls. Das wiederum kann zu einer unerwünschten Spannungsänderung sowohl am Netzverknüpfungspunkt aber besonders auch am Transformator, nämlich insbesondere an einem Umspannwerk führen, obwohl das idealer Weise nicht so sein sollte, weil der cos(cp) so eingestellt sein sollte, dass dadurch ein Spannungsabfall über einer Leitung kompensiert wird. Eine solche immer passende Kompensation setzt aber ein lineares System voraus und wirkt meist allenfalls an einem Punkt optimal. Grundsätzlich können Spannungsänderungen, besonders am Umspannwerk, durch einen entsprechenden Stufentransformator ausgeglichen werden. Der Stufentransformator ändert dann besonders durch mechanische Veränderung eines entsprechenden Abgriffs das wirksame Wicklungsverhältnis von Primär- zu Sekundärseite bzw. umgekehrt und ändert damit sein Übertragungsverhalten. Eine Spannungsänderung kann somit durch entsprechendes Verstellen des Stufentransformators ausgeglichen werden. Bekannte Stufentransformatoren sind aber üblicherweise nicht dazu in der Lage, eine so schnelle Spannungsänderung auszugleichen, wie sie durch die schnelle Änderung der eingespeisten Leistung mittels der dezentralen Einspeiseeinheit erreicht werden kann. Es entsteht also kurzfristig durch die fehlende Blindleistung eine Spannungsüberhöhung an der Primärseite, die nicht sofort ausgeregelt werden kann und damit besonders als Spannungsspitze in dem elektrischen Versorgungsnetz auftrete n kann.
Um dem entgegen zu wirken ist es bekannt, das Regelverhalten solcher dezentralen Einspeiseeinheiten künstlich zu verlangsamen. Häufig ist die gewünschte Leistungsreduzierung frühzeitig bekannt, weil sie bspw. zur Schallreduzierung zu einer gewissen Uhr- zeit ein Reduzieren des Betriebs einer Windenergieanlage vorsieht. Wenn also bspw. aus Schallreduzierungsgründen um acht Uhr abends der Betrieb einer Windenergieanlage zu reduzieren ist, kann damit schon um fünf Minuten vor acht oder zehn Minuten vor acht begonnen werden, in dem zu diesem früheren Zeitpunkt die Leistung dann mittels einer entsprechenden Rampe langsam reduziert wird, so dass die Leistung dann um acht Uhr abends tatsächlich den reduzierten Wert erreicht hat. Eine solche Maßnahme führt aber zu einem Ertragsverlust, weil nämlich schon früher als notwendig eine Leistungsreduzierung vorgenommen wird.
Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender PCT-Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2012 212 366 A1 ; US 2013/0168963 A1 und US 2014/0375053 A1
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der o.g. Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, bei der bei dezentralen Einspeiseeinheiten eine Leistungsreduzierung mit möglichst wenig Ertragseinbuße durchgeführt werden kann. Zumindest soll zu bisher bekannten Verfahren eine Alternative vorgeschlagen werden.
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren nach Anspruch 1 vorgeschlagen. Dieses Verfahren betrifft somit das Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels einer dezentralen Einspeiseeinheit. Die dezentrale Einspeiseeinheit kann insbesondere eine Windenergieanlage oder mehrere Windenergieanlagen sein, insbesondere kann sie einen Wind park mit mehreren Windenergieanlagen ausbilden. Die Einspeiseeinheit ist zum Einspeisen der elektrischen Leistung an einen Netzverknüpfungspunkt angeschlossen. Der Netzverknüpfungspunkt ist wiederum über eine Anschlussverbindung mit einem Transformatorpunkt verbunden, nämlich zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Netzverknüpfungspunkt über die Anschlussverbindung an den Transformator. Der Transformatorpunkt ist wiederum über einen Transformator mit einem Netzabschnitt verbunden, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Transformatorpunkt über den Transformator zum Netzabschnitt. Entsprechend umfasst diese Topologie also die Einspeiseeinheit, den Netzverknüpfungspunkt, die Anschlussverbindung und den Transformator, der schließlich an einem Netzabschnitt angeschlossen ist. Diese Topologie voraussetzend wird elektrische Wirkleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt eingespeist. Außerdem wird elektrische Blindleistung an dem Netzverknüpfungspunkt in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist. Weiterhin wird eine durchzuführende Änderung der einzuspeisenden Wirkleistung erfasst. Es wird also bspw. erfasst, wenn demnächst oder zu einem bestimmten Zeitpunkt die Wirkleistung erhöht oder verringert werden soll. Entsprechend wird die eingespeiste Wirkleistung verändert.
Dazu wird nun ein Begrenzen einer zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung und außerdem oder alternativ unmittelbar danach vorgeschlagen. Dies wird vorgeschlagen, um einer Spannungserhöhung am Transformatorpunkt und/oder im Netzabschnitt entgegen zu wirken.
Hier wird also gezielt eine zeitliche Veränderung der eingespeisten Blindleistung vorgeschlagen und das kann besonders das Vorgeben einer Rampe, also eines Gradienten bedeuten, oder eines Grenzgradienten, der festlegt, wie schnell maximal die Blindleistung verändert wird. Eine solche Beschränkung wird für die Wirkleistung aber nicht vorgesehen. Die Wirkleistung kann also unmittelbar zu dem Zeitpunkt, zu dem sie reduziert werden muss, reduziert werden. Sie braucht nicht schon vorher reduziert zu werden. Für die Begrenzung der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung wird dies auch für diesen Zeitpunkt bzw. an diesem Zeitpunkt beginnend oder unmittelbar danach beginnend vorgeschlagen.
Ebenso kann dies auch für eine Wirkleistungserhöhung vorgesehen sein. Zu dem Zeitpunkt, zu dem die Wirkleistung erhöht werden soll bzw. besonders zu dem sie erhöht werden darf, wird sie dann auch sofort auf den neuen Wert erhöht, so dass sofort so viel Wirkleistung wie möglich und erlaubt eingespeist werden kann. Es wird dabei vermieden, dass die Wirkleistung von demselben Zeitpunkt aus verlangsamt mit einer Rampe hochgefahren wird, denn dadurch würden sich wieder Ertragsverluste ergeben.
Außerdem ist hierdurch auch eine vergleichsweise schnelle und auch einfache Umsetzung möglich, weil bei dieser Variante besonders zur Wirkleistungsreduzierung nicht vorausgeplant werden muss.
Vorzugsweise wird die vorgeschlagene Begrenzung nur temporär durchgeführt, nämlich nur für das Ereignis der Verringerung der Wirkleistungseinspeisung.
Das Verfahren zur Begrenzung der Blindleistungsgradienten ist besonders Vorteilhaft, wenn der Windpark direkt am UW angeschlossen ist und sich in einer cos(cp)-Regelung befindet. Hier wurde besonders erkannt, dass unterschiedliche Verhältnisse von Wirkwiderstand zu Blindwiderstand zwischen Abschnitten im elektrischen Versorgungsnetz einerseits und Abschnitten in einem Transformator andererseits zu erwarten sind. Dadurch ist es problematisch, Spannungen in beiden Abschnitten konstant zu halten. Hier wird auch berücksichtigt, dass cos(cp) zur Spannungsregelung für Leitungen gut geeignet sein kann, wohingegen eine spannungsabhängige Blindleistungsregelung (Q(U)) am Transformator, also besonders an einem Umspannwerk, und im elektrischen Versorgungsnetz häufig besser geeignet sind. Es wurde auch erkannt, dass zu berücksichtigen ist, dass in manchen Anordnungen eine spannungsabhängige Blindleistungsre- gelung nicht vorgesehen ist oder nur aufwändig umsetzbar ist. Dann muss ggf. eine Spannungsregelung unter Verwendung von cos(cp) durchgeführt werden. Alternativ wird statt der Begrenzung der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung ein temporäres Aktivieren einer Spannungsregelung in Abhängigkeit des Veränderns der eingespeisten Wirkleistung vorgeschlagen. Vorzugsweise ist dieses temporäre Aktivieren für einen Zeitraum von weniger als 10 Minuten vorgesehen. Diese temporäre Spannungsregelung arbeitet so, dass während und/oder unmittelbar nach dem Verändern der eingespeisten Wirkleistung eine Spannungsregelung an einem Referenzpunkt, insbesondere am Netzverknüpfungspunkt, durchgeführt wird, um die Spannung am Referenzpunkt bzw. Netzverknüpfungspunkt dynamisch auszuregeln, und/oder entlang einer Trajektorie zu führen, insbesondere entlang einer Rampe. Ob auf eine Spannung am Netzverknüp- fungspunkt oder an einem anderen Referenzpunkt, wie beispielsweise dem Transformatorpunkt, geregelt wird, kann auch von einer Vorgabe durch den Netzbetreiber abhängen.
Es wird somit gemäß dieser Variante eine Spannungsregelung vorgeschlagen, bei der die Spannung besonders über eine Blindleistungseinstellung geregelt werden kann. Eine Spannung mittels Einstellen einer Blindleistung zu regeln ist grundsätzlich bekannt, aber hier wird vorgeschlagen, eine solche Regelung nur temporär anzuwenden. Nur für das kurze Ereignis der Wirkleistungsreduzierung wird diese Spannungsregelung vorgeschlagen. Besonders kann ansonsten eine cos(cp) - Regelung vorliegen, die für das Ereignis des Veränderns der Wirkleistung ausgesetzt wird.
Insbesondere ist die temporär aktivierte Spannungsregelung nur beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung und/oder unmittelbar danach aktiv. Die Spannungsregelung arbeitet so, dass die Spannung am Netzverknüpfungspunkt von einem Wert, der durch das Verändern der eingespeisten Wirkleistung verändert wird, ganz oder teilweise auf einen Wert zurückgeführt wird, den die Spannung am Netzverknüpfungspunkt unmittelbar vor dem Verändern der eingespeisten Wirkleistung aufwies. Hier wird somit besonders vorgeschlagen, die Spannung auf den alten Wert zurückzuführen. Das soll dynamisch erfolgen, um Signalspitzen zu vermeiden. Bspw. kann dafür ein schwingungsfreies Verhalten eines Verzögerungsgliedes zweiter Ordnung vorgegeben werden. Vorzugsweise wird das Verhalten, wie die Spannung geführt, nämlich besonders zurückgeführt werden soll, durch eine Trajektorie fest vorgegeben. Damit ist ein Spannungsverlauf fest vorgegeben und das Verhalten kann dadurch kotrolliert werden. Signalspitzen werden dadurch vermieden.
Vorzugsweise wird die temporär aktivierte Spannungsregelung insbesondere dann durchgeführt, wenn der Netzverknüpfungspunkt unmittelbar mit einem Transformator- punkt verbunden ist, wenn also keine Anschlussverbindung vorhanden ist bzw. die Anschlussverbindung auf das Blindleistung-Spannungsverhalten keinen oder keinen signifikanten Einfluss hat. Hierzu wurde besonders erkannt, dass kein Einfluss durch eine Anschlussverbindung vorliegt und daher eine unmittelbare Spannungsregelung auf den Referenzpunkt vorteilhaft sein kann.
Vorzugsweise erfolgt das Begrenzen der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung so, dass die eingespeiste Blindleistung gemäß einer Änderungsfunktion, insbesondere gemäß einer Rampe mit einer dem Betrage nach begrenzten Steigung verändert wird. Es wird somit eine Rampe zum Verändern der Blindleistung vorgegeben und dadurch ein Blindleistungssprung vermieden. Die Steilheit dieser Rampe und damit die Geschwindigkeit der Veränderung der Blindleistung wird hier vorzugsweise als Grenze vorgegeben, so dass diese jedenfalls nicht überschritten wird. Eine geringere Steigung kann aber in Betracht kommen.
Außerdem oder alternativ erfolgt das Begrenzen so, dass für die eingespeiste Blindleis- tung ein G rad ie nte ng re nzwe rt vorgegeben wird, der eine dem Betrage nach maximale zeitliche Änderung der eingespeisten Blindleistung vorgibt, insbesondere so, dass die eingespeiste Blindleistung mit einem zeitlichen Gradienten geändert wird, der dem Betrage nach den Gradientengrenzwert nicht überschreitet. Auch hierdurch wird durch einen solchen Gradientengrenzwert eine maximale Veränderungsgeschwindigkeit vorgegeben, die nicht überschritten werden kann. Eine schwächere Änderung ist aber zugelassen. Dadurch ist die Veränderung der Blindleistung im Grunde frei wählbar, wird aber hinsichtlich zu starker zeitlicher Änderungen begrenzt.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass der Transformator eine Primärseite aufweist, an der der T ransformatorpunkt angeschlossen ist, dass der Transformator eine Sekundärseite aufweist, an der der Netzabschnitt angeschlossen ist, und dass der Transformator als Stufentransformator ausgebildet ist und ein Übertragungsverhältnis von der Primärseite zur Sekundärseite einstellen kann, um dadurch eine Spannungshöhe am Transformatorpunkt zu steuern. Somit wird für diese Ausführungsform ein solcher Stufentransformator zugrundegelegt und dafür wird vorgeschlagen, dass die Begrenzung der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung so erfolgt, dass eine aus der Veränderung der eingespeisten Blindleistung resultierende Spannungsänderung am Transformatorpunkt bzw. an der Primärseite so langsam ist, dass der Stufentransformator sie ausregeln kann. Hier wurde besonders erkannt, dass die Blindleistung auch die Spannungshöhe an der Primärseite des Transformators beeinflussen kann. Ein dort verwendeter Stufentransformator kann zwar eine Spannungsänderung ausregeln, so dass also eine Spannungsänderung an der Primärseite nicht oder reduziert zu einer entsprechenden Spannungsände- rung an der Sekundärseite führt, er kann dies aber nur vergleichsweise langsam.
Somit wurde erkannt, die Begrenzung der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung an die Dynamik des Stufentransformators anzupassen. Besonders durch eine entsprechend flache Rampe zum Steuern der Veränderung der Blindleistung kann entsprechend erreicht werden, dass auch die Spannung an der Primärseite des Stufen- transformators sich nur entsprechend langsam verändert. Dabei wird grundsätzlich vorgeschlagen, die Begrenzung der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung nur dann vorzusehen, wenn eine durchzuführende Änderung der einzuspeisenden Wirkleistung erfasst wurde, wenn also gewollte Gradienten der Wirkleistung bzw. der Blindleistung vorliegen. Die Begrenzung ist also nur temporär vorgesehen und soll nicht jegliche Änderungen begrenzen.
Vorzugsweise ist hier vorgesehen, dass für die Veränderung der Blindleistung eine Rampenfunktion vorgegeben wird, die eine Veränderung von einem Blindleistungsanfangswert zu einem Blindleistungsendwert vorgibt und dafür wenigstens eine Dauer von einer Minute vorsieht, insbesondere von wenigstens zwei Minuten und vorzugsweise von wenigstens fünf Minuten. Damit wird die Veränderungsgeschwindigkeit der Blindleistung signifikant begrenzt und im Grunde an eine Dynamik des Stufentransformators angepasst. Dabei ist zu beachten, dass eine Veränderung der Blindleistung, wenn sie nicht wie vorgeschlagen begrenzt wird, durch eine Einspeiseeinheit, die einen Wechselrichter verwendet, in wenigen Sekunden oder noch schneller durchgeführt werden kann. Es wird also eine Verlangsamung um ein Vielfaches gegenüber den technischen Möglichkeiten eines Wechselrichters vorgeschlagen.
Insbesondere wird vorgeschlagen, dass trotz Begrenzung der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung für die eingespeiste Wirkleistung keine Begrenzung einer zeitlichen Veränderung vorgesehen ist. Es wird also ausdrücklich vorgeschlagen, für die Wirkleistung und die Blindleistung unterschiedliche Dynamiken vorzusehen, nämlich für die Blindleistung eine sehr langsame Dynamik und für die Wirkleistung eine schnelle bzw. unbegrenzte Dynamik. Die Veränderung der Wirkleistung ist dann nur noch technisch bedingt durch die dezentrale Einspeiseeinheit und insbesondere durch ihren Wechselrichter. Aber selbst eine Veränderung der Leistungsentnahme aus dem Wind bei einer Windenergieanlage kann bei modernen pitchgesteuerten Windenergieanlagen innerhalb weniger Sekunden durchgeführt werden. Eine solche Geschwindigkeit der Veränderung der Wirkleistung soll hier auch zugelassen werden, während die Blindleistung aber in ihrer zeitlichen Veränderung begrenzt ist, nämlich insbesondere im Vergleich zu der genannten Veränderungsgeschwindigkeit der Wirkleistung sehr stark beschränkt ist. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung und/oder unmittelbar danach eine Spannungsregelung am Netzverknüpfungspunkt oder an einem anderen Punkt im Netz, insbesondere der Sekundärseite des Transformators, durchgeführt wird, um die Spannung an diesem Punkt, der somit auch als Regelpunkt bezeichnet werden kann, auf einen Wert auszuregeln, oder entlang einer Trajektorie zu führen, insbesondere entlang einer Rampe.
Es wird somit insbesondere vorgeschlagen, dass die Veränderung der Blindleistung temporär in eine Regelschleife eingebunden wird. Diese Regelschleife erfasst die Spannung am Netzverknüpfungspunkt oder einen anderen Punkt bzw. Regelpunkt im Netz, wobei das auch indirekt über einen Messfilter oder Zustandsbeobachter erfolgen könnte, vorzugsweise aber direkt über eine Messung erfolgt, und führt diese so erfasste Spannung am Netzverknüpfungspunkt für die Regelung zurück. Besonders wird dann ein Soll- Istwert-Vergleich durchgeführt, bei dem ein Soll-Spannungswert mit einem Ist- Spannungswert verglichen wird, nämlich mit der erfassten Spannung, und diese Regelabweichung wird dann als Eingangsgröße zur Blindleistungsregelung verwendet. Die Blindleistung wird also in Abhängigkeit einer solchen Spannungsabweichung eingestellt. Hierüber kann auch eine Steuerung der Spannung entlang einer Trajektorie durchgeführt werden, indem nämlich statt eines konstanten Spannungswertes ein Spannungsverlauf als Spannungssollwert vorgegeben wird und mit diesem wird dann der beschriebene Vergleich mit der erfassten Spannung, also mit der Ist-Spannung, durchgeführt. Besonders kann durch eine solche Führung der Spannung entlang einer Trajektorie ein gewünschter Spannungsverlauf vorgegeben werden und auch dies kann so erfolgen, dass der Spannungsverlauf zu einer Spannungsänderung nicht nur am Netzanschlusspunkt, sondern auch an der Primärseite des Transformators, also am T ransformatorpunkt führt, die der Stufentransformator ausregeln kann. Damit werden also zu starke Span- nungsänderungen durch eine gezielte Regelung vermieden.
Gemäß einer Ausführungsform ist vorgesehen, dass für das Einspeisen elektrischer Blindleistung eine Leistungsfaktorregelung vorgesehen ist, die auch als cos(cp)-Regelung bezeichnet werden kann. Bei einer solchen Leistungsfaktorregelung wird die eingespeiste Blindleistung in Abhängigkeit der eingespeisten Wirkleistung so eingestellt, dass sich ein vorgegebener Leistungsfaktor, der auch als cos(cp) bzw. coscp bezeichnet wird, ergibt.
Hierbei wird bei der Veränderung der eingespeisten Wirkleistung die eingespeiste Blindleistung zunächst zeitgleich so mit verändert, dass der Leistungsfaktor unverändert bleibt. Es wird dann aber ein neuer Wert für den Leistungsfaktor in Abhängigkeit einer sich als Folge der Veränderung der Wirkleistung und Blindleistung verändernden Spannung am Netzverknüpfungspunkt vorgegeben. Der neue Wert für den Leistungsfaktor kann aber auch in Abhängigkeit einer sich als Folge der Veränderung der Wirkleistung und Blindleistung zu erwartenden verändernden Spannung am Netzverknüpfungspunkt vorgegeben werden. Mit anderen Worten führt eine Veränderung der Wirkleistung und Blindleistung zu einer Veränderung der Spannung. Dem kann durch Veränderung des Leistungsfaktors entgegenwirkt werden. Dies kann entweder so erfolgen, dass die unmittelbar resultierende Spannungsänderung möglichst umgehend in einen veränderten Leistungsfaktor umgesetzt wird, um dadurch der Spannung entgegen zu wirken, oder diese Spannungsänderung kann bereits antizipiert werden.
Aufgrund der Topologie oder früherer Messungen kann gut bekannt sein, wie sich die Spannung am Netzverknüpfungspunkt als Reaktion auf die Veränderung der Wirkleistung und Blindleistung verändern wird. Insoweit eine solche Veränderung der Spannung nicht gewünscht ist, kann dem durch entsprechende Veränderung des Leistungsfaktors entge- genwirkt werden, besonders so, dass gleich zu Beginn der Veränderung der Wirkleistung der Leistungsfaktor verändert wird, so dass sich die Blindleistung erst gar nicht so verändert, dass eine unerwünscht hohe Spannungsänderung am Netzverknüpfungspunkt oder einem anderen Punkt bzw. Regelpunkt im Netz auftritt.
Jedenfalls wird in beiden Fällen das Ergebnis ein veränderter Leistungsfaktor sein, der nämlich gegenüber der beschriebenen Anfangssituation verändert ist. Es wird nun vorgeschlagen, diesen veränderten Leistungsfaktor zu dem früheren Leistungsfaktor wieder zurückzuführen, nämlich auf den damals und immer noch vorgegebenen Leistungsfaktor. Der Leistungsfaktor wurde also nur vorübergehend verändert, um der Veränderung der Spannung am Netzverknüpfungspunkt, oder einem anderen Punkt bzw. Regelpunkt im Netz entgegen zu wirken. Der Leistungsfaktor wird also wieder zurückgeführt, wobei die Rückführung verzögert und außerdem oder alternativ über eine Zeitfunktion durchgeführt wird.
Es wird also auch hier vorgeschlagen, den Leistungsfaktor nicht über eine Sprungfunktion, die auch als Stufenfunktion bezeichnet werden kann, zurückzuführen, sondern allmählich. Das kann über unterschiedliche Verzögerungen erfolgen, wie bspw. auch über ein PT1 -Verhalten, um nur eine Variante zu nennen. Es kann aber auch über eine ent- sprechende Zeitfunktion zurückgeführt werden und eine einfache Zeitfunktion ist eine entsprechende Rampe, die bei dem temporär veränderten Leistungsfaktor beginnt und bei dem bisherigen, also vorgegebenen Leistungsfaktor endet. Statt einer Rampe kommen aber auch andere Funktionen in Betracht, die sollten möglichst aber keine oder allenfalls kleine Sprungstellen aufweisen.
Hiermit wird somit eine Lösung für eine übliche Einspeisung unter Verwendung einer Leistungsfaktorregelung zugrundegelegt. Eine solche Leistungsfaktorregelung sieht grundsätzlich vor, einen festen Leistungsfaktor einzuhalten und bei Wirkleistungsänderungen die Blindleistung gemäß diesem Leistungsfaktor immer entsprechend mit zu verändern. Für dieses Regelungskonzept wird vorgeschlagen, es möglichst unverändert zu lassen, für den beschriebenen kritischen Fall der unerwünscht starken Veränderung der Spannung am Netzverknüpfungspunkt aber vorübergehend den Leistungsfaktor zu verändern. Es braucht also nur die beschriebene Leistungsfaktoränderung vorgenommen zu werden und die insgesamt implementierte Leistungsfaktorregelung kann aber bestehen bleiben.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass
für das Einspeisen elektrischer Blindleistung eine Leistungsfaktorregelung (cos(cp)- Regelung) vorgesehen ist, bei der die eingespeiste Blindleistung in Abhängigkeit der eingespeisten Wirkleistung so eingestellt wird, dass sich ein vorgegebener Leistungsfaktor (cos(cp)) ergibt, wobei
bei der Veränderung der eingespeisten Wirkleistung diese entlang einer Rampe oder Trajektorie verändert wird. Diese Veränderung wird insbesondere in einer Zeit von weniger als einer Minute, insbesondere im Bereich von 10 Sekunden bis 40 Sekunden durchgeführt.
Dazu wird weiter vorgeschlagen, dass
beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung entlang der Rampe oder Trajektorie eine Spannungsregelung verwendet wird, um die Spannung an dem Referenzpunkt konstant zu halten, zumindest um einer Spannungsveränderung durch das Verändern der eingespeisten Wirkleistung entgegenzuwirken, wobei die Spannungsregelung dazu die Blindleistung einstellt und die Leistungsfaktorregelung (cos(cp)-Regelung) während dieser Spannungsregelung deaktiviert ist,
nach der Veränderung der eingespeisten Wirkleistung ein Blindleistungswert, der aus der Spannungsregelung resultiert, auf einen neuen Blindleistungswert geführt wird, der sich durch die deaktivierte Leistungsfaktorregelung (cos(cp)-Regelung) ergäbe, wobei der Blindleistungswert insbesondere über eine Rampe und/oder Trajektorie auf den neuen Blindleistungswert geführt wird. Für diese Rückführung ist vorzugsweise ein Zeitraum von 2 Minuten bis 10 Minuten vorgesehen, insbesondere ein Zeitraum von 3 bis 7 Minuten, Anschließend wird dann die deaktivierte Leistungsfak- torregelung (cos(cp)-Regelung) wieder aktiviert, nämlich sobald der Blindleistungswert den neuen Blindleistungswert erreicht hat.
Demnach wird auch hier zunächst von einem regulären Einspeisen mit Wirkleistungseinspeisung (P) und Blindleistungseinstellung (Q) entsprechend einem eingestellten Leistungsfaktor cos(cp) ausgegangen. Dann erfolgt eine Wirkleistungsrampe mit temporär aktivierter Spannungsregelung. Dabei ergibt sich am Ende ein geänderter Q-Wert, der so gewählt ist bzw. sich so durch die Spannungsregelung einstellt, dass möglichst die Spannung im Wesentlichen auf dem alten Wert festgehalten wird.
Dann erfolgt ein Ermitteln der Differenz zwischen einem Blindleistungssollwert (Q- Sollwert) entsprechend der Leistungsfaktorregelung (cos(cp)-Regelung) und dem aktuel- len Blindleistungswert (Q-Wert) entsprechend der Spannungsregelung. Anschließend erfolgt ein langsames Hinrampen des Blindleistungswertes (Q-Wertes) auf den Wert entsprechend der Leistungsfaktorregelung (cos(cp)-Regelung). Das wird so durchgeführt, dass sich nur eine kontinuierliche Veränderung der Spannung ergibt. Ein Stufensteller also ein Stelltransformator, kann dann auf diese kontinuierliche Spannungsänderung reagieren.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass das Verändern der eingespeisten Wirkleistung über einen Wirkleistungssprung durchgeführt wird, obwohl hingegen das Verändern der Blindleistung über eine Zeitfunktion, insbesondere über eine Rampenfunktion durchgeführt wird. Hierdurch wird besonders erreicht, dass eine Wirkleistungsänderung möglichst schnell durchgeführt werden kann, um Leistungsverluste zu vermeiden. Unerwünschte Spannungssprünge oder anderweitig unerwünschte Spannungsänderungen, besonders am Netzverknüpfungspunkt oder anderem Punkt im elektrischen Versorgungsnetz, können aber über die nichtsprunghafte Verstellung der Blindleistung vermieden werden. Die Wahl des Punktes, an dem unerwünschte Spannungssprünge oder anderweitig uner- wünschte Spannungsänderungen vermieden werden, können von einem Netzbetreiber abhängen, indem er sie bspw. vorgibt.
Vorzugsweise ist die Begrenzung der Änderung der eingespeisten Blindleistung von Art und/oder Größe der Anschlussverbindung abhängig. Hier wurde besonders erkannt, dass die Anschlussverbindung, also insbesondere eine Leitung zwischen dem Netzverknüp- fungspunkt und dem T ransformatorpunkt, also dem Transformator, in ihrer Impedanz sehr unterschiedlich ausfallen kann. Es können Topologien mit großen und kleinen Impedanzen vorhanden sein, es kann aber besonders auch die Reaktanz, also der Blindanteil der Impedanz sehr unterschiedlich ausfallen. Je nach Leitungsart kann der Blindwider- stand, also der Blindanteil, ähnlich groß wie der ohmsche Widertand, also der Wirkanteil, der Impedanz sein, oder um ein Vielfaches größer als der ohmsche Widerstand. Das hat besonders Auswirkungen auf blindleistungsabhängige Spannungen bzw. darauf wie Blindleistungsänderungen die Spannung verändern. Vorzugsweise wird das bei der Begrenzung der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung berücksichtigt. Erfindungsgemäß wird auch eine Windenergieanlage vorgeschlagen zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz, wobei
die Windenergieanlage zum Einspeisen der elektrischen Leistung an einen Netzverknüpfungspunkt angeschlossen ist,
der Netzverknüpfungspunkt über eine Anschlussverbindung mit einem Transforma- torpunkt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Netzverknüpfungspunkt über die Anschlussverbindung an den Transformatorpunkt, der Transformatorpunkt über einen Transformator mit einem Netzabschnitt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Transformatorpunkt über den Transformator zum Netzabschnitt, und die Windenergieanlage um- fasst
einen Wechselrichter zum Einspeisen elektrischer Wirkleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt,
eine Wechselrichtersteuerung zum Steuern eines Einspeisens elektrischer Blindleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt, eine Eingabeschnittstelle zum Erfassen einer durchzuführenden Änderung der einzuspeisenden Wirkleistung, wobei
die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist zum Verändern der eingespeisten Wirkleistung entsprechend der erfassten, durchzuführenden Änderung, und wobei die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist zum Begrenzen einer zeitlichen Verän- derung der eingespeisten Blindleistung beim Verändern der eingespeisten
Wirkleistung und/oder unmittelbar danach, um einer Spannungserhöhung am Transformatorpunkt und/oder im Netzabschnitt entgegen zu wirken, und/oder die Wechselrichtersteuerung dazu vorbereitet ist, ein temporäres Aktivieren einer Spannungsregelung in Abhängigkeit des Veränderns der eingespeisten Wirkleis- tung durchzuführen, um während und/oder unmittelbar nach dem Verändern der eingespeisten Wirkleistung eine Spannungsregelung an einem Referenzpunkt, insbesondere am Netzverknüpfungspunkt durchzuführen, um die Spannung am Referenzpunkt bzw. Netzverknüpfungspunkt dynamisch auszuregeln, und/oder entlang einer Trajektorie zu führen, insbesondere entlang einer Rampe.
Besonders wird hier das Einspeisen mittels eines Wechselrichters durchgeführt, der seine Leistung von einem Generator erhält. Der Wechselrichter kann über die Wechselrichter- Steuerung angesteuert werden und darüber können auch weitere Verfahrensschritte gesteuert werden. Besonders kann eine solche Wechselrichtersteuerung das Verändern der eingespeisten Wirkleistung entsprechend der erfassten, durchzuführenden Änderung steuern und sie kann auch die zeitliche Veränderung der eingespeisten Blindleistung begrenzen. Besonders kann die Wechselrichtersteuerung dafür jeweils entsprechende Steuerungsregelungsalgorithmen umsetzen und resultierende Sollwerte für die Wirkleistung, Blindleistung und/oder den Leistungsfaktor bzw. Phasenwinkel erzeugen. Diese Sollwerte können dann entsprechend von dem Wechselrichter umgesetzt werden. Hierbei kann auch ein Sollwert für einen einzuspeisenden Strom vorgegeben werden.
Vorzugsweise ist die Windenergieanlage dazu vorbereitet, ein Verfahren gemäß wenigs- tens einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen durchzuführen. Dazu können entsprechende Algorithmen in der Wechselrichtersteuerung oder einer anderen Steuereinheit implementiert sein, vorzugsweise ist wenigstens ein Spannungssensor vorgesehen, um eine Spannung am Netzverknüpfungspunkt oder einen anderen Punkt im Netz zu erfassen. Erfindungsgemäß wird zudem ein mehrere Windenergieanlagen umfassender Wind park vorgeschlagen, der wenigstens eine erfindungsgemäße Windenergieanlage umfasst, und/oder wenigstens ein Verfahren gemäß einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen, die ein Verfahren zum Einspeisen betreffen, ausführen kann. Dazu kann das entsprechende Verfahren in einer zentralen Steuereinheit des Wind parks implemen- tiert sein oder wird durch die Windenergieanlage jeweils einzeln ausgeführt.
Erfindungsgemäß wird auch eine Einspeiseanordnung zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz vorgeschlagen, umfassend
eine dezentrale Einspeiseeinheit, insbesondere eine Windenergieanlage, einen Netzverknüpfungspunkt,
- einen Transformator mit einem Transformatorpunkt, wobei
die Einspeiseeinheit zum Einspeisen der elektrischen Leistung an den Netzver- knüpfungspunkt angeschlossen ist,
der Netzverknüpfungspunkt unmittelbar oder über die Anschlussverbindung mit dem T ransformatorpunkt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leis- tung von dem Netzverknüpfungspunkt über die Anschlussverbindung an den
T ransformatorpunkt,
der Transformatorpunkt über den Transformator mit einem Netzabschnitt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Transformatorpunkt über den Transformator zum Netzabschnitt, und die Einspeiseanordnung umfasst einen Wechselrichter zum Einspeisen elektrischer Wirkleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt,
eine Wechselrichtersteuerung zum Steuern eines Einspeisens elektrischer Blindleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt, eine Eingabeschnittstelle zum Erfassen einer durchzuführenden Änderung der einzuspeisenden Wirkleistung, wobei
die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist zum Verändern der eingespeisten Wirkleistung entsprechend der erfassten, durchzuführenden Änderung, und wobei
- die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist zum Begrenzen einer zeitlichen
Veränderung der eingespeisten Blindleistung beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung und/oder unmittelbar danach, um einer Spannungserhöhung am T ransformatorpunkt und/oder im Netzabschnitt entgegen zu wirken und/oder die Wechselrichtersteuerung dazu vorbereitet ist, ein temporäres Aktivieren einer Spannungsregelung in Abhängigkeit des Veränderns der eingespeisten Wirkleistung durchzuführen, um während und/oder unmittelbar nach dem Verändern der eingespeisten Wirkleistung eine Spannungsregelung an einem Referenzpunkt, insbesondere am Netzverknüpfungspunkt durchzuführen, um die Spannung am Referenzpunkt bzw. Netzverknüpfungspunkt dynamisch auszuregeln, und/oder entlang einer Trajektorie zu führen, insbesondere entlang einer Rampe.
Die Einspeiseanordnung weist somit wenigstens eine dezentrale Einspeiseeinheit auf, insbesondere eine Windenergieanlage, und zusätzlich auch einen Netzverknüpfungspunkt, eine Anschlussverbindung einen Transformator mit einem T ransformatorpunkt. Ansonsten ergibt sich ihre Ausgestaltung und Funktionsweise gemäß den vorstehend beschriebenen Ausführungsformen.
Vorzugsweise weist die Einspeiseanordnung somit eine Windenergieanlage gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform einer Windenergieanlage auf. Außerdem oder alternativ weist sie einen Wind park gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform eines Wind parks auf. Außerdem oder alternativ ist die Einspeiseanordnung dazu vorbereitet, ein Verfahren gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform eines Verfahrens auszuführen. Die Wirkung und die Vorteile ergeben sich entsprechend aus den jeweiligen Erläuterungen der jeweiligen Ausführungsformen sinngemäß.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren exemplarisch näher beschrieben. Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung.
Figur 2 zeigt einen Wind park in einer schematischen Darstellung. Figur 3 zeigt eine Einspeiseanordnung in einer schematischen Darstellung. Figur 4 zeigt ein Ersatzschaltbild zur Einspeiseanordnung der Figur 3. Figur 5 zeigt ein Diagramm einer Einspeiseänderung gemäß dem Stand der Technik.
Figur 6 zeigt ein weiteres Diagramm einer Einspeiseänderung. Figur 7 zeigt ein Diagramm einer Einspeiseänderung gemäß einer vorgeschlagenen
Ausführungsform.
Figur 8 zeigt ein Diagramm einer Einspeiseänderung gemäß einer weiteren Ausführungsform.
Figur 9 zeigt ein Diagramm einer Einspeiseänderung gemäß einer noch weiteren
Ausführungsform.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an. Zum Einspeisen ist ein Wechselrichter 130 vorgesehen, der über eine Wechselrichtersteuerung 132 gesteuert werden kann. Die Wechselrichtersteuerung ist zudem mit einer Eingabeschnittstelle 134 versehen, über die Sollwerte, besonders ein Wirkleistungssollwert Ps eingegeben werden kann. Figur 2 zeigt einen Windpark 112 mit beispielhaft drei Windenergieanlagen 100, die gleich oder verschieden sein können. Die drei Windenergieanlagen 100 stehen somit repräsentativ für im Grunde eine beliebige Anzahl von Windenergieanlagen eines Windparks 112. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 114 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 116 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 118, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Es ist auch eine Stufentransformator 124 vorgesehen, der über eine Anschlussverbindung 122 mit dem Einspeisepunkt 1 18 verbunden ist, der auch als Netzverknüpfungspunkt bezeichnet werden kann. Über den Stufentransformator 124 wird die Spannung weiter auf die Spannung im Versorgungsnetz 120 hoch transformiert. Die Windenergieanlagen 100 können wie in Figur 1 gezeigt ausgebildet sein, einschließlich Wechselrichter 130 und Wechselrichtersteuerung 132 mit Eingabeschnittstelle 134. Es kann aber auch eine für den Park 112 zentrale Steuerung vorgesehen sein.
Fig. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellung eines Wind parks 1 12, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 114 anders gestaltet sein, indem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Die Einspeiseanordnung 300 der Figur 3 weist einen Wind park 302 als dezentrale Einspeiseeinheit auf. Dieser Wind park 302 ist an einem Netzverknüpfungspunkt 304 angeschlossen und über ein Verbindungskabel 306, das hier eine Anschlussverbindung bildet, über eine Sammelschiene 308 mit einem Transformatorpunkt 310 verbunden. Die Sammelschiene 308 kann auch als Teil des Transformatorpunkts 310 angesehen werden, weil die Sammelschienen 308 im Grunde die Anschlusshardware des Transformatorpunkts 310 bildet. Somit ist das Verbindungskabel 306 mit dem Transformatorpunkt 310 verbunden. Das Verbindungskabel 306 ist hier beispielhaft auf eine Spannungshöhe von 20 kV ausgelegt und diese Spannung kann über einen Transformator 312 auf eine höhere Spannung transformiert werden, die hier beispielhaft 1 10kV beträgt und die Spannungshöhe des Netzabschnitts 314 bildet. Entsprechend ist der Transformator 312 mit dem Netzabschnitt 314 verbunden. Der Transformator weist hier eine Primärseite 316 und eine Sekundärseite 318 auf. Veranschaulichend ist parallel zum Verbindungskabel 306 ein Parallelstrang 320 veranschaulichend gezeigt, der ebenfalls den Netzverknüpfungspunkt 304 mit der Sammelschiene 308 bzw. dem T ransformatorpunkt 310 verbinden kann, wenn ein ebenfalls veranschaulichender Trennschalter 322 geschlossen ist. Ebenfalls veranschaulichend sind verschiedene Verbraucher, nämlich beispielhaft industrielle Verbraucher 324 und nicht industrielle Verbraucher 326 im Bereich des Verbindungskabels 306 oder des Parallelstrangs 320 angedeutet, die dort jeweils angeschlossen sein können. Trotz gleicher Bezugszeichen 324 bzw. 326 können diese Verbraucher dennoch unterschiedlich sein. Für diese gezeigte Einspeiseanordnung 300 ist nun ein Verfahren vorgesehen, bei dem der Wind park als repräsentative dezentrale Einspeiseeinheit sowohl Wirkleistung als auch Blindleistung an dem Netzverknüpfungspunkt 304 einspeist. Die eingespeiste Wirkleistung kann dann gemäß einer entsprechenden Vorgabe, also einer durchzuführenden Änderung, verändert werden. Bspw. kann sie bei entsprechender Vorgabe hal- biert werden. Gleichzeitig wird dabei eine zeitliche Veränderung der eingespeisten Blindleistung begrenzt. Dies erfolgt so, dass einer Spannungserhöhung am Transformator 312, nämlich am Transformatorpunkt 310 und/oder am Netzverknüpfungspunkt 304 entgegengewirkt wird. Das muss nicht bedeuten, dass eine Spannungserhöhung hier ausgeschlossen wird, sie wird aber zumindest gegenüber einer Spannungserhöhung dem Betrage nach reduziert, die sich ohne eine solche zeitliche Veränderung der eingespeisten Blindleistung ergeben würde.
Hierdurch kann erreicht werden, dass bei einer ungünstigen oder sogar falschen Parametrisierung einer cos(cp)-Regelung oder -Steuerung Spannungssprünge am Transformator und/oder am Netzverknüpfungspunkt begrenzt werden. Eine solche ungünstige Para- metrisierung kann bspw. abhängig eines Blindleistungshaushaltes auftreten, wenn bspw. eine Blindleistungseinspeisung oder -Wirkung falsch eingeschätzt wird, oder Blindleistung nicht so geliefert werden kann, wie vorgesehen.
Bei einer richtigen, optimal oder idealen Parametrisierung wäre der cos(cp) am Netzver- knüpfungspunkt so eingestellt, dass die Spannung sich bei einer Leistungsänderung kaum verändern würde. Für den Fall, dass ein Wind park unmittelbar an einer Sammelschiene wie der der Sammelschiene 310 angeschlossen ist, wäre im Idealfall ein rein induktiver Charakter anzunehmen und cos(cp) auf Eins parametrisiert. Es treten aber regelmäßig Abweichungen von diesem Idealzustand auf, die hier berücksichtigt werden. Die Figur 4 zeigt nun ein Ersatzschaltbild beispielhaft für die Einspeiseanordnung 300 der Figur 3 bzw. für einen Teil davon. Das Ersatzschaltbild der Figur 4 geht dabei grundsätzlich zunächst davon aus, dass der Trennschalter 322 wie in Figur 3 gezeigt geöffnet ist. Wäre er geschlossen, ergäbe sich aber ein ganz ähnliches Ersatzschaltbild, allerdings mit anderen konkreten Werten, nämlich mit anderen konkreten Impedanzen bzw. zumindest einer anderen Impedanz.
Entsprechend zeigt Figur 4 zunächst wieder den Wind park 302, der in dem Netzverknüpfungspunkt 304 einspeist. Der Verbindungsabschnitt zur Sammelschiene 308 und damit zum Transformatorpunkt 310 weist eine Verbindungsimpedanz 406 auf. Diese Verbin- dungsimpedanz 406 ist als Impedanz Z3 bezeichnet. Hier sind sehr konkrete Werte angegeben, auf die sich auch die Ergebnisse der noch nachfolgend gezeigten Diagramme beziehen. Diese nachfolgend genannten und erläuterten Werte sind aber nur beispielhaft genannt und können sowohl kleine, als auch große Abweichungen davon aufweisen. Jedenfalls weist die beispielhafte Verbindungsimpedanz 406 einen ohmschen Anteil, also Wirkanteil von 5,78W auf und einen Blindwiderstandswert, also Blindanteil von 4,83W. Wie schon erläutert kommt es auf die exakten Werte nicht an, für die Verbindungsimpedanz 406 ist aber festzustellen, dass sie hier etwa einen gleich großen Wirk- und Blindanteil aufweist. Ein Wirkstrom und ein Blindstrom jeweils gleicher Amplitude würden somit an dieser Verbindungsimpedanz 406 etwa zu gleichen Spannungsabfällen führen.
An die Sammelschiene 308 bzw. den Transformatorpunkt schließt sich eine Transformatorimpedanz 412 und eine Netzimpedanz 414 eines überlagerten Netzes an. Das Netz bzw. der Netzabschnitt 314 kann auf die Primärseite 316 des Transformators 312 trans- formiert als Spannungsquelle 415 mit der Spannungshöhe 20kV angesehen werden. Sowohl die Transformatorimpedanz 412 als auch die Netzimpedanz 414 sind somit Impedanzen, die auf die Niederspannungsseite, also die Spannungsseite der Primärseite 316 des Transformators 312 transformiert sind. Dabei steht die T ransformatorimpedanz 412 entsprechend für eine transformierte Impedanz des Transformators. Die Netzimpe- danz 414 steht für eine transformierte Impedanz des Netzabschnitts 314.
Auch hier sind beispielhafte Werte angegeben, die nachfolgend berücksichtigt wurden, die aber auch anders ausfallen können. Jedenfalls betragen die Werte der Transformatorimpedanz 412 0,14W ίϋt den ohmschen Anteil und 3W ίϋt den Anteil des Blindwiderstands. Bei der Netzimpedanz 414 liegt ein ohmscher Anteil von 0,07W und ein Anteil des Blindwiderstands von 0,4 W vor. Es ist zu erkennen, dass besonders die Transformatorimpedanz 412 einen sehr viel größeren Blindwiderstandswert als den Wert des ohmschen Widerstands aufweist. Hier liegt etwa ein Faktor von 20 zwischen beiden Anteilen. Es ist somit erkennbar, dass eine Veränderung des Blindstroms durch diese Transforma- torimpedanz 412 eine wesentlich höhere Spannungsänderung zur Folge hat, als eine Veränderung des Wirkstroms. Entsprechend kann es besonders, aber nicht nur, an der Transformatorimpedanz 412 zu einer unerwünschten Spannungsänderung kommen, wenn Wirk- und Blindleistung, die von dem Wind park 302 eingespeist werden, in gleichen Maßen verändert werden. Grundsätzlich kann die Einspeisung von Wirk- und Blindleistung, was auch die negative Einspeisung von Blindleistung beinhaltet, so ausgewählt sein, dass - anschaulich gesprochen - die Blindleistung einer Spannungserhöhung durch die Wirkleistung entgegenwirkt. Dies gilt jedenfalls am Netzverknüpfungspunkt, wenn eine hier dominierende Anschlussverbindung, also eine dominierende Kabelimpedanz der Anschlussverbindung vorhanden ist. Werden nun beide Werte gleich stark verändert, kann dies aber zu einer neuen Situation an einem anderen Punkt führen, bei der dieser Ausgleich nicht mehr vorhanden ist. Das wurde besonders als Problem bei Wind parks erkannt, bei denen der Netzverknüpfungspunkt unmittelbar oder mit wenig dominanter Anschlussverbindung mit einem Transformator, insbesondere Umspannwerk, verbunden sind. Das gilt besonders, wenn der Netzverknüpfungspunkt direkt mit dem Transformator verbunden ist, oder sich sogar im Umspannwerk befindet und wenn sich dabei die Wind parks in einer cos(cp)-Regelung befinden. Das kann bspw. der Fall sein, wenn eine entsprechende Regelung des Blindleistungshaushaltes das erfordert. Es wurde erkannt, dass in einem solchen Fall der Wirkstrom kaum spannungshebend wirkt, der Blindstrom aber spannungssenkend wirkt. Fehlt in einem solchen Fall der Blindstrom, kommt es bei der Leistungserhöhung zu einer plötzlichen Erhöhung der Spannung.
Die nachfolgenden Diagramme veranschaulichen unterschiedliche Möglichkeiten, die Wirk- und Blindleistung zu verändern und zeigen daraus resultierende mögliche Auswirkungen auf. Figur 5 zeigt dabei ein Diagramm, das eine bekannte Art der Variation zeigt.
In dem Diagramm der Figur 5 sind Leistungs- und Spannungsverläufe über die Zeit aufgetragen. Es wird dort zunächst von einer stabilen Einspeisesituation ausgegangen, bis zum Zeitpunkt tp eine Wirkleistungsreduzierung vorgegeben und dann auch umgesetzt wird. Insoweit zeigt das Diagramm eine eingespeiste Parkwirkleistung PWEA, die dort beispielhaft zum Reduktionszeitpunkt te von beispielhaft 10MW auf etwa 3MW reduziert wird. Die Reduzierung erfolgt im Grunde sofort, so dass das Diagramm der Figur 5 etwa einen stufenförmigen Verlauf für die Reduktion der Wirkleistung PWEA zeigt. Aufgrund eines fest vorgegebenen Phasenwinkels wird die eingespeiste Blindleistung QWEA eben- falls zum Reduktionszeitpunkt fp reduziert, nämlich auch im Grunde stufenartig. Das Diagramm zeigt dann Abweichungen zwischen der Wirkleistung PWEA und der Blindleistung QWEA, die aber teilweise auch mit der Darstellung Zusammenhängen und hier weniger von Bedeutung sind. Jedenfalls wird auch die eingespeiste Blindleistung QWEA mit der Wirkleistung zusammen schnell reduziert. Als Ergebnis bzw. als damit zusammenhängende Folgen können sich sowohl die Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt 304, als auch die Spannung Uss an der Sammelschiene 308, was wiederum der Spannung am T ransformatorpunkt 310 entspricht, ändern.
Es ist zu erkennen, dass die Reduzierung der Wirkleistung PWEA und der Blindleistung QWEA zu einer Reduzierung der Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt führt. Das hängt besonders damit zusammen, dass die Verbindungsimpedanz 406 einen höheren ohmschen Anteil im Vergleich zum Blindleistungsanteil aufweist. Damit führt eine Verringerung der Wirkleistung zu einer Spannungsreduzierung, dem die gleichzeitige Reduzierung der Blindleistung entgegenwirkt. Da aber der Blindwiderstandsanteil der Verbin- dungsimpedanz 406 kleiner ist, als der ohmsche Anteil, kann die gleichzeitige Blindleistungsreduzierung der Spannungsabsenkung aufgrund der Wirkleistungsreduzierung nicht vollständig entgegenwirken. Bei einem für diesen Netzverknüpfungspunkt optimal eingestellten Phasenwinkel wäre die Spannungsänderung am Netzverknüpfungspunkt (NVP) aber minimal. Bei der Spannung Uss an der Sammelschiene verhält es sich etwas anders, weil besonders die T ransformatorimpedanz 412 aber auch, wenn auch etwas geringer, die Netzimpedanz bzw. transformierte Netzimpedanz 414 jeweils einen deutlich höheren Blindwiderstandsanteil im Vergleich zum ohmschen Anteil aufweisen. Dort ist der spannungshebende Effekt durch die Blindleistungsreduzierung stärker als der spannungssenkende Effekt durch die Wirkleistungsverringerung. Aus diesem Grunde steigt die Spannung an der Sammelschiene Uss zum Reduzierungszeitpunkt tR unerwünscht an.
Problematisch ist hierbei besonders, dass dieser Spannungsanstieg so schnell, nämlich unmittelbar mit der Wirkleistungsreduzierung und Blindleistungsreduzierung einhergeht, dass ein Stufentransformator dies nicht schnell genug kompensieren kann. Besonders der Transformator 312 kann hier als Stufentransformator ausgebildet sein um einem langsamen Spannungsanstieg am T ransformatorpunkt 310 entgegenzusteuern.
Als erste Gegenmaßnahme wird im Stand der Technik vorgeschlagen, die Wirkleistung PWEA langsam zu reduzieren, so dass sich auch die Blindleistung GWEA langsam reduziert. Das ist in Figur 6 gezeigt.
Aus Figur 6 ist dabei in dem Diagramm aber zu erkennen, dass zum Erreichen eines Zielwertes für die zu reduzierende Wirkleistung PWEA, die zum Reduzierungszeitpunkt tp zu erreichen ist, die Reduzierung schon früher beginnen muss. Dafür wird die Reduzierung der Wirkleistung bereits zum Vorlaufzeitpunkt tv begonnen. Tatsächlich wird dadurch erreicht, dass sich auch die Spannung am Netzanschlusspunkt UNVP als auch die Spannung an der Sammelschiene entsprechend langsam verändert. Hier ist eine Zeitspanne von 400 Sekunden von dem Vorlaufzeitpunkt tv bis zum Reduktionszeitpunkt tR vorgesehen. Die gezeigten Veränderungen der Spannung, besonders die gezeigte Veränderung der Spannung an der Sammelschiene Uss ist dann ausreichend langsam, dass ein Stu- fentransformator diese Spannungsveränderung ausgleichen kann. Dies wird aber mit einer zu frühzeitigen Leistungsreduktion erreicht, die mit den beispielhaft genannten 400 Sekunden 6,5 Minuten zu früh beginnt und damit zu einer Einbuße führt. Diese Einbuße kann durch das angedeutete Energiedreieck 630 veranschaulicht werden.
Um das zu vermeiden, wird gemäß einer Ausführungsform ein langsames Reduzieren der Blindleistung vorgeschlagen, wie Figur 7 verdeutlicht.
Gemäß dieser Ausführungsform, die in dem Diagramm der Figur 7 veranschaulicht ist, wird somit vorgeschlagen, dass zum Reduktionszeitpunkt tR die von dem Wind park eingespeiste Wirkleistung PWEA wieder stufenförmig reduziert wird, während die eingespeiste Blindleistung QWEA aber zunächst konstant gehalten wird. Das führt dazu, dass sich ein größerer induktiver cos(cp) einstellt. Die Spannung am Netzverknüpfungspunkt UNVP bricht dadurch am Netzverknüpfungspunkt 304 stark ein.
Jedenfalls bricht aber die Spannung Uss an der Sammelschiene 308 nur wenig ein, denn sie hängt wegen der Ausgestaltung der Transformatorimpedanz 412 und transformierten Netzimpedanz 414 nur wenig von der Wirkleistung ab und erfährt somit durch die stufen- förmige Reduzierung der eingespeisten Wirkleistung PWEA nur einen sehr geringen Einbruch. Die eingespeiste Blindleistung QWEA wird dann aber ab dem Reduktionszeitpunkt tp gemäß einer Rampe oder linearen Funktion abgesenkt. Sowohl die Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt 304, als auch die Spannung Uss an der Sammelschiene 308 erhöhen sich dadurch allmählich. Der starke Einbruch der Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt 304 ist hinnehmbar und kann durch die allmähliche Veränderung der Blindleistung QWEA ab dem Reduktionszeitpunkt tR wieder erhöht werden. Ihr Verlauf stellt für das elektrische Versorgungsnetz, besonders den Netzabschnitt 314, kein besonderes Problem dar. Die Erhöhung der Spannung Uss an der Sammelschiene 308 ist aber so langsam, dass ein Stufentransfor- mator diese Veränderung ausgleichen kann. Dadurch ergibt sich nur eine geringe Auswirkung auf das elektrische Versorgungsnetz, besonders kann die Spannung am Transformatorpunkt 310 im Wesentlichen konstant gehalten werden.
Im Grunde wird auch hier durch die allmähliche Veränderung der Blindleistung eine allmähliche Veränderung der Spannung Uss an der Sammelschiene erreicht, die durch einen Stufentransformator ausgeglichen werden kann. Die hier vorgeschlagene Lösung schafft aber, dass dennoch die Wirkleistung erst stufenförmig zum Reduktionszeitpunkt tR reduziert wird und somit kein Ertragsverlust erfolgt. Hier wurde besonders auch erkannt, dass die Spannungsreaktionen am Netzverknüpfungspunkt 304 einerseits und einer Sammelschiene 308 andererseits auf Wirkleistungsänderungen und Blindleistungsände- rungen unterschiedlich sind. Besonders wenn der Netzverknüpfungspunkt unmittelbar mit der Sammelschiene verbunden ist und der Wind park eine cos(cp)-Regelung verwendet bzw. sich in einer solchen befindet, ergeben sich Vorteile beim genannten Verfahren. Dies wurde gezielt berücksichtigt und somit besonders eine Lösung vorgeschlagen, die einen abrupten großen Spannungssprung an der Sammelschiene vermeidet und dann einen entsprechenden Spannungssprung an der Sekundärseite 316 des Transformators 312 vermeidet. Weil die Netzspannung näherungsweise als konstant angesehen werden kann, werden unerwünschte Spannungsdifferenzen zwischen Primär- und Sekundärseite des Transformators vermieden.
Figur 8 zeigt eine Variante, die der Variante der Figur 7 ähnlich ist. Auch hier wird zum Reduktionszeitpunkt tp die Wirkleistung PWEA reduziert. Die Blindleistung QWEA wird hier allerdings ebenfalls zum Reduktionszeitpunkt tR reduziert. Als Ergebnis könnte sich die Spannung Uss an der Sammelschiene ebenfalls sprunghaft erhöhen, wie dies gemäß der Variante der Figur 5 der Fall war. Hier wird nun aber, besonders durch eine zusätzliche Vorrichtung, eine zusätzliche Blindleistungssteuerung durchgeführt. Hierdurch kann zusätzliche Blindleistung eingespeist oder bereitgestellt werden, die hier als Qz bezeich- net wird. Durch diese zusätzliche Blindleistung Qz kann diesem Spannungssprung der Spannung Uss an der Sammelschiene entgegenwirkt werden.
Insbesondere wird hier eine solche zusätzliche Blindleistungssteuerung durchgeführt, die genau so viel und in einer entsprechenden Art Blindleistung einspeist, dass die Spannung Uss an der Sammelschiene durch das Sinken der Wirkleistung PWEA und insbesondere durch das parallele Absenken der Blindleistung QWEA nicht ansteigt. Diese zusätzliche Blindleistungssteuerung wirkt dem also entgegen. Dabei kann die zusätzliche Blindleistungssteuerung vorsehen, dass die zusätzliche Blindleistung Qz nach dem Reduktionszeitpunkt tR wieder allmählich reduziert wird, besonders mit einer abnehmenden Rampe bzw. entsprechend linear reduziert wird. Das führt dann zu einer langsamen Zunahme der Spannung Uss an der Sammelschiene, was aber so langsam erfolgt, dass ein Stufentransformator dem entgegensteuern kann. Die Spannung an der Primärseite 316 des Transformators 312 kann somit gehalten werden. Dadurch kann die zusätzliche Blindleistungssteuerung dann wieder auf einen Wert von 0 zurück gefahren werden, so dass dann also keine zusätzliche Blindleistung eingespeist wird.
Die zusätzliche Blindleistung bei der Blindleistungssteuerung kann grundsätzlich auch durch die Wechselrichter der Windenergieanlagen bereitgestellt werden. Der Steuerwert kann dabei zu einem Blindleistungswert einer Phasenwinkelregelung addiert werden. Der Sollwert kann z.B. durch eine zentrale Parkregelung, die auch als FCU bezeichnet wer- den kann, oder ein Fernbedienungsterminal, das auch als RTU bezeichnet wird, vorgegeben werden, wohingegen der Phasenwinkel durch eine Regelung oder Steuerung einer Windenergieanlage eingestellt wird.
Als weitere Varianten wird vorgeschlagen, dass als Stellglied zum Erzeugen zusätzlicher Blindleistung eine andere Windenergieanlage oder ein anderer Wind park, ein STATCOM oder andere Kompensationsmechanismen zum Einsatz kommen.
Nachteilig kann hierbei besonders sein, dass eine solche zusätzliche Blindleistungssteuerung aufwändig ist.
Bei Wind parks, die nicht direkt an der Sammelschiene angeschlossen sind, kann es einen Zielkonflikt darstellen, wenn diese Spannungsänderungen sowohl am Netzverknüp- fungspunkt, als auch an der Sammelschiene begrenzen müssen.
In diesem Fall kann es kritisch sein, wenn der Windpark über Vorgabe eines cos(cp) Blindleistung regelt. Eine Regelung der Blindleistung kann auch als Reglung des Blind- leistungshaushalts des Wind parks bezeichnet werden kann. Ein besonders kritischer Fall ist, wenn hier die Blindleistungsregelung, besonders der vorgegebene Leistungsfaktor, also cos(cp), nicht oder nicht genau genug zum System passt. Hierbei kann auch ein Blindleistungshaushalt berücksichtigt werden, falls bspw. ein Netzbetreiber einen Blind- leistungshaushalt vorgibt.
Bei Figur 9 wird temporär die Spannung am Netzverknüpfungspunkt (NVP) geregelt. Dadurch stellt sich indirekt ein für den Netzverknüpfungspunkt passender cos(cp) ein, der auch als korrekter cos(cp) bezeichnet werden kann.
Das kann bei der beispielhaften Topologie gemäß Figur 3 große Auswirkungen auf die Spannung an der Sammelschiene haben.
Wenn der Park, anders als die beispielhafte Topologie der Figur 3, direkt an die Sammelschiene angeschlossen ist, führt das gemäß Figur 9 vorgeschlagene Verfahren zu besonderen Vorteilen.
Figur 9 zeigt eine Variante, bei der eine Regelung verwendet wird, die die Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt 304 regelt. Dazu wird auch hier davon ausgegangen, dass die eingespeiste Wirkleistung PWEA zum Reduktionszeitpunkt tp sprungartig reduziert wird. Es ist dann aber eine Regelung vorgesehen, die die Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt zunächst hält. Dafür wird die eingespeiste Blindleistung QWEA zum Reduktionszeitpunkt tR entsprechend abgesenkt. Der cos(cp) verändert sich dadurch. Um den cos(cp) wieder auf den früheren Wert zu bekommen, wird dann kurz nach dem Reduktionszeitpunkt tR die Blindleistung langsam zu einem Sollwert hochgefahren, insbesondere linear, der der anfänglichen cos(cp)-Vorgabe entspricht bzw. durch den dann der cos(cp) realisiert wird.
Durch diese Maßnahme wird die Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt zunächst gehalten, dann aber ebenfalls etwa rampenförmig, also besonders linear auf einen späteren Wert heruntergefahren, den die Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt dann beibehält, sobald nämlich der bisherige cos(cp) wieder erreicht wurde. Natürlich könnte hier auch ein neuer Sollwert für den cos(cp) vorgegeben werden, falls dies aus anderen Gründen wünschenswert ist. Gleichzeitig springt aber die Spannung Uss an der Sammelschiene durch diese Maßnahme zum Reduktionszeitpunkt tp an. Aber auch sie wird dann durch die allmähliche lineare Veränderung der eingespeisten Blindleistung QWEA entsprechend wieder reduziert.
Gemäß einer Variante wird vorgeschlagen, beide Sprünge, also der Sprung der Spannung USS an der Sammelschiene und der Blindleistungssprung, auf ein vorgegebenes Maß zu begrenzen. Hierzu kann ein kleiner Blindleistungs-Sprung zugelassen werden, um anschließend die Blindleistung mit einer Rampe zurückzuführen. Dadurch kann erreicht werden, dass statt eines großen Sprungs der Spannung USS an der Sammelschiene, dort nur ein kleiner Sprung auftritt, während am Netzverknüpfungspunkt außerdem ein kleiner Spannungssprung in Kauf genommen wird. An diesen beiden Punkten springt somit die Spannung in unterschiedliche Richtungen, aber der Sprung teilt sich auf zwei kleine Sprünge auf.
Es ist aber zu beachten, dass die Verbindungsimpedanz 406 auch gänzlich anders ausgebildet sein kann. Alternativ zu der in Figur 3 veranschaulichten Topologie könnte der Netzverknüpfungspunkt auch ohne oder ohne nennenswerte Impedanz, also bspw. ohne oder nur mit vernachlässig bar langem Verbindungskabel mit der Sammelschiene verbunden sein. In dem Fall würde sich entsprechend die Spannung Uss an der Sammelschiene wie die Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt verhalten, denn Netzverknüpfungspunkt und Sammelschiene wären elektrisch gleichgeschaltet oder zumindest fast gleich. Dann würde sich entsprechend die Spannung Uss an der Sammelschiene ebenfalls nicht sprungartig ändern, sondern nur allmählich, wie dies in Figur 9 auch für die Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt gezeigt ist. Entsprechend könnte ein Stufentransformator diesem allmählichen Spannungsabfall entgegenwirken.
Insoweit veranschaulicht die Figur 9 aber, dass eine solche Regelung zum Halten der Spannung UNVP am Netzverknüpfungspunkt nicht immer ratsam ist, sondern von der konkreten Situation abhängt, nämlich auch von dem Übertragungsverhalten vom Netzverknüpfungspunkt zur Sammelschiene.

Claims

Ansprüche
Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz mittels einer dezentralen Einspeiseeinheit, insbesondere mittels wenigstens einer Windenergieanlage, wobei
die Einspeiseeinheit zum Einspeisen der elektrischen Leistung an einen Netzverknüpfungspunkt angeschlossen ist,
der Netzverknüpfungspunkt unmittelbar oder über eine Anschlussverbindung mit einem Transformatorpunkt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Netzverknüpfungspunkt an den Transformatorpunkt, ggf. über die Anschlussverbindung,
der Transformatorpunkt über einen Transformator mit einem Netzabschnitt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Transformatorpunkt über den Transformator zum Netzabschnitt, umfassend die Schritte
Einspeisen elektrischer Wirkleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt,
Einspeisen elektrischer Blindleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt,
Erfassen einer durchzuführenden Änderung der einzuspeisenden Wirkleistung,
Verändern der eingespeisten Wirkleistung entsprechend der erfassten, durchzuführenden Änderung, und
Begrenzen einer zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung und/oder unmittelbar danach, um einer Spannungserhöhung am T ransformatorpunkt und/oder im Netzabschnitt entgegen zu wirken, und/oder
temporäres Aktivieren einer Spannungsregelung in Abhängigkeit des Verän- derns der eingespeisten Wirkleistung, um während und/oder unmittelbar nach dem Verändern der eingespeisten Wirkleistung eine Spannungsregelung an einem Referenzpunkt, insbesondere am Netzverknüpfungspunkt durchzuführen, um die Spannung am Referenzpunkt bzw. Netzverknüpfungspunkt dynamisch auszuregeln, und/oder entlang einer Trajektorie zu führen, insbesondere entlang einer Rampe.
Verfahren nach Anspruch 1 ,
dadurch gekennzeichnet, dass das Begrenzen der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung so erfolgt, dass
die eingespeiste Blindleistung gemäß einer Änderungsfunktion, insbesondere gemäß einer Rampe mit einer dem Betrage nach begrenzten Steigung, verändert wird und/oder
für die eingespeiste Blindleistung ein Gradientengre nzwe rt vorgegeben wird, der eine dem Betrage nach maximale zeitliche Änderung der eingespeisten Blindleistung vorgibt, insbesondere so, dass die eingespeiste Blindleistung mit einem zeitlichen Gradienten geändert wird, der dem Betrage nach den Gradientengre nzwe rt nicht überschreitet.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet, dass
der Transformator
eine Primärseite aufweist, an der der T ransformatorpu n kt angeschlossen ist, - eine Sekundärseite aufweist, an der der Netzabschnitt angeschlossen ist, und
der Transformator als Stufentransformator ausgebildet ist und ein Übertragungsverhältnis von der Primärseite zur Sekundärseite einstellen kann, um dadurch eine Spannungshöhe am T ransformatorpunkt und/oder am Netzab- schnitt zu steuern, wobei
die Begrenzung der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung so erfolgt, dass eine aus der Veränderung der eingespeisten Blindleistung resultierende Spannungsänderung am Transformatorpunkt bzw. an der Primärseite so langsam ist, dass der Stufentransformator eine resultierende Spannungsänderung ausregeln kann.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
für die eingespeiste Wirkleistung keine Begrenzung einer zeitlichen Veränderung vorgesehen ist. 5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
die temporär aktivierte Spannungsregelung nur beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung und/oder unmittelbar danach aktiv ist und die Spannung am Netzver- knüpfungspunkt von einem Wert, der durch das Verändern der eingespeisten Wirkleistung verändert wird, ganz oder teilweise auf einen Wert zurückführt, den die Spannung am Netzverknüpfungspunkt unmittelbar vor dem Verändern der eingespeisten Wirkleistung aufwies, wobei die temporär aktivierte Spannungsregelung insbesondere dann durchgeführt wird, wenn der Netzverknüpfungspunkt unmittelbar mit einem Transformatorpunkt verbunden ist.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
für das Einspeisen elektrischer Blindleistung eine Leistungsfaktorregelung (cos( p)-Regelung) vorgesehen ist, bei der die eingespeiste Blindleistung in Abhängigkeit der eingespeisten Wirkleistung so eingestellt wird, dass sich ein vorgegebener Leistungsfaktor (cos(cp)) ergibt, wobei
bei der Veränderung der eingespeisten Wirkleistung
die eingespeiste Blindleistung zunächst zeitgleich so mit verändert wird, dass der Leistungsfaktor unverändert bleibt,
ein neuer Wert für den Leistungsfaktor dann in Abhängigkeit einer sich als Folge der Veränderung der Wirkleistung und Blindleistung verändernden Spannung oder zu erwartenden veränderten Spannung am Netzverknüpfungspunkt vorgegeben wird und
der Leistungsfaktor wieder auf den vorgegebenen Leistungsfaktor zurückgeführt wird, wobei die Rückführung verzögert und/oder über eine Zeitfunktion durchgeführt wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
für das Einspeisen elektrischer Blindleistung eine Leistungsfaktorregelung (cos(cp)-Regelung) vorgesehen ist, bei der die eingespeiste Blindleistung in Abhängigkeit der eingespeisten Wirkleistung so eingestellt wird, dass sich ein vorgegebener Leistungsfaktor (cos(cp)) ergibt, wobei
bei der Veränderung der eingespeisten Wirkleistung diese entlang einer Rampe oder Trajektorie verändert wird,
beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung entlang der Rampe oder Trajektorie eine Spannungsregelung verwendet wird, um die Spannung an dem Referenzpunkt konstant zu halten, zumindest um einer Spannungsveränderung durch das Verändern der eingespeisten Wirkleistung entgegenzuwirken, wobei die Spannungsregelung dazu die Blindleistung einstellt und die Leistungsfaktorregelung (cos(cp)-Regelung) während dieser Spannungsregelung deaktiviert ist, nach der Veränderung der eingespeisten Wirkleistung ein Blindleistungswert, der aus der Spannungsregelung resultiert, auf einen neuen Blindleistungswert geführt wird, der sich durch die deaktivierte Leistungsfaktorregelung (cos(cp)-Regelung) ergäbe, wobei
- der Blindleistungswert insbesondere über eine Rampe und/oder Trajektorie auf den neuen Blindleistungswert geführt wird, und
die deaktivierte Leistungsfaktorregelung (cos(cp)-Regelung) aktiviert wird, sobald der Blindleistungswert den neuen Blindleistungswert erreicht hat.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Verändern der eingespeisten Wirkleistung über einen Wirkleistungssprung durchgeführt wird, wohingegen
das Verändern der Blindleistung über eine Zeitfunktion, insbesondere über eine Rampenfunktion, durchgeführt wird. 9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass die Begrenzung der zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung von Art und/oder Größe der Anschlussverbindung abhängig ist.
10. Windenergieanlage zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz wobei
die Windenergieanlage zum Einspeisen der elektrischen Leistung an einen Netzverknüpfungspunkt angeschlossen ist,
der Netzverknüpfungspunkt unmittelbar oder über eine Anschlussverbindung mit einem Transformatorpunkt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Netzverknüpfungspunkt über die Anschlussverbindung an den T ransformatorpunkt,
der Transformatorpunkt über einen Transformator mit einem Netzabschnitt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Transformatorpunkt über den Transformator zum Netzabschnitt, und die Windenergieanlage umfasst
einen Wechselrichter zum Einspeisen elektrischer Wirkleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt,
eine Wechselrichtersteuerung zum Steuern eines Einspeisens elektrischer Blindleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt, eine Eingabeschnittstelle zum Erfassen einer durchzuführenden Änderung der einzuspeisenden Wirkleistung, wobei
die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist zum Verändern der eingespeisten Wirkleistung entsprechend der erfassten, durchzuführenden Änderung, und wobei
die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist zum Steuern oder Begrenzen einer zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung und/oder unmittelbar danach, um einer Spannungserhöhung am T ransformatorpunkt und/oder im Netzabschnitt entgegen zu wirken und/oder wobei
die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist, ein temporäres Aktivieren einer Spannungsregelung in Abhängigkeit des Veränderns der eingespeisten Wirkleistung durchzuführen, um während und/oder unmittelbar nach dem Verändern der eingespeisten Wirkleistung eine Spannungsregelung an ei- nem Referenzpunkt, insbesondere am Netzverknüpfungspunkt durchzuführen, um die Spannung am Referenzpunkt bzw. Netzverknüpfungspunkt dynamisch auszuregeln, und/oder entlang einer Trajektorie zu führen, insbesondere entlang einer Rampe.
1 1 Windenergieanlage nach Anspruch 10,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Windenergieanlage, insbesondere die Wechselrichtersteuerung, dazu vorbereitet ist, ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9 durchzuführen.
12. Wind park umfassend mehrere Windenergieanlagen, wobei
Windenergieanlage nach Anspruch 9 oder 10 verwendet werden, und/oder - der Wind park dazu vorbereitet ist, ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9 durchzuführen.
13. Einspeiseanordnung zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz, umfassend
eine dezentrale Einspeiseeinheit, insbesondere eine Windenergieanlage, einen Netzverknüpfungspunkt, und
einen Transformator mit einem Transformatorpunkt, wobei
die Einspeiseeinheit zum Einspeisen der elektrischen Leistung an den Netzverknüpfungspunkt angeschlossen ist,
der Netzverknüpfungspunkt unmittelbar oder über eine Anschlussverbindung mit dem Transformatorpunkt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Netzverknüpfungspunkt über die Anschlussverbindung an den T ransformatorpunkt,
der Transformatorpunkt über den Transformator mit einem Netzabschnitt verbunden ist, zum Übertragen der elektrischen Leistung von dem Transformatorpunkt über den Transformator zum Netzabschnitt, und die Einspeiseanordnung umfasst
einen Wechselrichter zum Einspeisen elektrischer Wirkleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt,
eine Wechselrichtersteuerung zum Steuern eines Einspeisens elektrischer Blindleistung in das elektrische Versorgungsnetz an dem Netzverknüpfungspunkt,
eine Eingabeschnittstelle zum Erfassen einer durchzuführenden Änderung der einzuspeisenden Wirkleistung, wobei
die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist zum Verändern der eingespeisten Wirkleistung entsprechend der erfassten, durchzuführenden Änderung, und wobei
die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist zum Begrenzen einer zeitlichen Veränderung der eingespeisten Blindleistung beim Verändern der eingespeisten Wirkleistung und/oder unmittelbar danach, um einer Spannungserhöhung am T ransformatorpunkt und/oder im Netzabschnitt entgegen zu wirken, und/oder
die Wechselrichtersteuerung vorbereitet ist ein, temporäres Aktivieren einer Spannungsregelung in Abhängigkeit des Veränderns der eingespeisten Wirkleistung durchzuführen, um während und/oder unmittelbar nach dem Verändern der eingespeisten Wirkleistung eine Spannungsregelung an einem Referenzpunkt, insbesondere am Netzverknüpfungspunkt durchzuführen, um die Spannung am Referenzpunkt bzw. Netzverknüpfungspunkt dynamisch auszuregeln, und/oder entlang einer Trajektorie zu führen, insbesondere entlang einer Rampe.
14. Einspeiseanordnung nach Anspruch 13,
dadurch gekennzeichnet, dass die Einspeiseanordnung, insbesondere die Wechselrichtersteuerung,
dazu vorbereitet ist, ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9 durchzuführen,
als Einspeiseeinheit eine Windenergieanlage nach Anspruch 10 oder 11 aufweist, und/oder
als Einspeiseeinheit einen Wind park nach Anspruch 12 aufweist.
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