EP3911856A1 - Windenergieanlage zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz - Google Patents

Windenergieanlage zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz

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Publication number
EP3911856A1
EP3911856A1 EP20700889.7A EP20700889A EP3911856A1 EP 3911856 A1 EP3911856 A1 EP 3911856A1 EP 20700889 A EP20700889 A EP 20700889A EP 3911856 A1 EP3911856 A1 EP 3911856A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
voltage
power
intermediate circuit
fault
network
Prior art date
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Pending
Application number
EP20700889.7A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Alfred Beekmann
Ingo Mackensen
Kai BUSKER
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Wobben Properties GmbH
Original Assignee
Wobben Properties GmbH
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Filing date
Publication date
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Publication of EP3911856A1 publication Critical patent/EP3911856A1/de
Pending legal-status Critical Current

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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F03D7/0284—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power in relation to the state of the electric grid
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/001—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/46—Controlling the sharing of generated power between the generators, sources or networks
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2101/00—Supply or distribution of decentralised, dispersed or local electric power generation
    • H02J2101/20—Dispersed power generation using renewable energy sources
    • H02J2101/28—Wind energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
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    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Definitions

  • Wall energy system for feeding electrical power into an electrical supply network
  • the present invention relates to a method for feeding electrical power into an electrical supply network having a mains voltage by means of a wind power plant.
  • the present invention also relates to a corresponding wall energy system.
  • the invention also relates to a corresponding wind park.
  • Wind turbines are known and are usually used to feed electrical power into an electrical supply network. It has now been recognized that wind energy systems are also well suited to supporting the electrical supply network. This also means that wind turbines can react tolerantly to grid faults. In particular, in the event of a network fault, they can adapt the feed-in of electrical power to the specifications of a network operator of the electrical supply network. In particular, in the event of a grid fault in which the grid voltage drops, depending on the specification, they can reduce or interrupt the electrical power and can continue to feed in after the grid fault has ended.
  • Such network faults in which the mains voltage drops briefly, are usually of very short duration and generally last less than 1 second.
  • the behavior at the end and shortly after is particularly important End of network failure important.
  • the electrical supply network is in a not very stable transition phase. If, during this transition phase, electrical power is fed in uncontrolled, unfavorable and / or incorrectly by many producers who feed into the same electrical supply network, this can easily lead to a renewed network fault, possibly even a more serious one than the one that has just been overcome .
  • a method for controlling such a network fault is described, for example, in US Pat. No. 7,525,208 B2. There it is particularly proposed to control the feeding of the power in such a way that a higher power is fed in immediately after the grid fault than immediately before the grid fault.
  • a method according to claim 1 is proposed.
  • the method thus relates to feeding electrical power into an electrical supply network.
  • the Feeding takes place by means of a wind power plant and this has, in particular, a so-called full converter concept in which electrical power is generated by a generator of the wind power plant, is rectified and is fed into the electrical supply network by an inverter.
  • the electrical supply network is characterized by a mains voltage, ie the voltage that the electrical supply network has.
  • the wind turbine therefore has an inverter for feeding the electrical power, which in turn has a DC voltage intermediate circuit.
  • the inverter is also representative of several inverters or an inverter device with several inverters.
  • the DC voltage intermediate circuit has an intermediate circuit voltage that can vary in its voltage level. For example, it can vary in the range from 550 V to 700 V. However, other values can also be considered. These other values can be similar, or they can be significantly higher if a correspondingly higher voltage is to be output by means of the inverter.
  • a plurality of DC voltage intermediate circuits can also be provided accordingly, but a common DC voltage intermediate circuit can also be used by a plurality of inverters.
  • a chopper circuit is also connected to the DC voltage intermediate circuit for removing electrical energy from the DC voltage intermediate circuit.
  • the inverter naturally dissipates energy from the DC link when feeding electrical power.
  • such a chopper circuit can additionally or exclusively dissipate energy from the DC voltage intermediate circuit. This is done in such a way that this removal of electrical energy is controlled via a pulse pattern. This essentially creates a pulsed current that is passed through a resistor or a resistance bank in order to be converted there into heat.
  • the proposed feeding of electrical power is carried out with such a wind energy plant with a described inverter, which has a DC voltage intermediate circuit with a chopper circuit.
  • Electrical power is fed into the electrical supply network by means of the inverter in normal operation if no network fault in the electrical supply network has been detected.
  • the wind energy installation can particularly preferably operate in a so-called grid parallel operation, in which all of the power generated is fed into the electrical supply network.
  • normal operation is understood to mean operation in which no network fault has been detected.
  • this can also mean that the described network parallel operation is abandoned and, for example, the power fed in is reduced due to a frequency increase detected in the electrical supply network, to name one example.
  • normal operation is understood to mean operation in which no error occurs and in which the mains voltage drops significantly.
  • a line fault is thus recognized, so a line fault is assumed if the line voltage drops below a predetermined undervoltage value.
  • a predetermined undervoltage value can be in particular at or below 80% of the nominal network voltage. It is therefore a question of the mains voltage falling significantly.
  • the line voltage can drop, for example, to 10% of the nominal line voltage. Slight voltage fluctuations, for example in the range of a few percent, such as 1 to 3%, do not yet result in a network fault being recognized.
  • the feeding of electrical power into the electrical supply network is reduced or even completely interrupted.
  • the wind power installation or its inverter preferably remains connected to the electrical supply network, especially without opening a mains disconnector or even shutting down and switching off the wind power installation becomes.
  • the control remains active and the wind turbine is kept ready to resume normal operation as soon as possible after the grid fault has ended.
  • resuming normal operation as quickly as possible can also mean that after the end of the network fault, the power is not suddenly increased to the value of normal operation, but that, for example, a short rising edge is provided to make the amplitude of the power fed in somewhat slower than to jump to the desired final value.
  • the interruption or reduction of the infeed or the reduced infeed is ended when a network fault end has been detected.
  • a network fault end is recognized in particular when the network voltage has reached a normal value again, in particular when it has again reached the nominal network voltage. Slight fluctuations, such as the exemplary 1 to 3% already described above, can be tolerated. A network fault end is therefore also recognized when such small fluctuations are present.
  • the power fed in is limited to a limiting power during the network fault and / or from the end of the network fault. In particular, this ensures that the electrical power fed in does not exceed this limiting power during the network fault and / or shortly thereafter.
  • the limiting power can also be specified as a time course.
  • the intermediate circuit voltage is limited as a function of the limiting power by means of the chopper circuit.
  • the level of the intermediate circuit voltage depends in particular on how much power from the generator of the wind turbine is fed into this intermediate circuit voltage and how much power is fed by the inverter from this direct voltage intermediate circuit into the electrical supply network, which value can also be negative, since an inverter could also take power from the network, but this is not important here.
  • the intermediate circuit voltage increases when more power is input into the DC intermediate circuit than is drawn and vice versa.
  • This power balance can now, what is proposed here, be influenced by the chopper circuit. It is proposed here to specifically control the intermediate circuit voltage in the event of a network fault, that is to say during the network fault and / or shortly thereafter, via this chopper circuit. This can also influence the power that the inverter feeds from the DC link into the electrical supply network.
  • the inverter feed electrical power into the electrical supply network depending on the intermediate circuit voltage, that is, depending on the level of the intermediate circuit voltage, into the electrical supply network.
  • the feed-in power be limited to the limiting power from the end of the network fault for a predetermined recovery period.
  • This recovery period is intended for the electrical supply network to have time to recover from the network fault in order to return to a stable operating point.
  • the predetermined recovery period is in the range from 10 ms to 10 seconds, preferably in the range from 50 ms to 2 seconds.
  • the recovery period is at least 10 ms, namely from the end of the network fault.
  • the feed-in power is limited to the limiting power.
  • the limiting power can also be a variable in this recovery period, especially a rising edge.
  • the power fed in during this recovery period should not be higher than immediately before the network fault was detected.
  • the proposed method thus prevents the power fed in from being increased beyond the value immediately before the network fault after the end of the network fault, so that a corresponding power increase is avoided.
  • This is achieved in particular by the proposed limitation of the intermediate circuit voltage by means of the chopper circuit.
  • the limiting power is preferably specified as a time-dependent power curve, in particular with a rising edge, so that the power fed in after the end of the fault can be attributed to a value of the power fed in immediately before the network fault. This means that the power fed in can be carried out particularly from the end of the network fault and in particular excessive power can be avoided.
  • a grid fault in which the grid voltage drops is usually so short that the electrical that can be generated due to the prevailing wind conditions Wind power not changed at relevant height. In other words, an approximately constant power output can be assumed.
  • the fed-in power can therefore be brought back to its value immediately before the grid fault.
  • the limit of the intermediate circuit voltage qualitatively follows the limiting power.
  • a rising edge of a limit of the intermediate circuit voltage is also set on a rising edge of the limiting power.
  • the chopper circuit in order to limit the intermediate circuit voltage during the network fault and / or from the end of the network fault, at least one limit voltage is specified as a function of the network fault and / or as a function of the limiting power, and that the chopper circuit removes electrical energy from the DC voltage intermediate circuit as a function thereof whether the DC link voltage reaches or exceeds the limit voltage.
  • the chopper circuit can thus be controlled by specifying such a limit voltage.
  • the intermediate circuit voltage is recorded and compared with the limit voltage and the chopper circuit is controlled as a function thereof. To this extent, the chopper circuit regulates the intermediate circuit voltage, for which the limit voltage can be regarded as the setpoint.
  • a lower limit voltage and an upper limit voltage are preferably specified as a function of the network fault and / or as a function of the limiting power.
  • the limit voltage described above, depending on which the chopper circuit can be controlled, can correspond to the lower limit voltage here.
  • the upper limit voltage is greater than the lower limit voltage by a variable band gap. The lower and upper limit voltage thus form a limit voltage band.
  • the band gap before the network fault, that is to say in normal operation, has a pre-fault gap.
  • a pre-fault distance can be regarded as comparatively large and can, for example, have a size of 2% to 5% of the intermediate circuit voltage, in particular an intermediate circuit nominal voltage, which can be, for example, 700 V.
  • the band gap is reduced when the network fault is detected, in order to dissipate as much power as possible from the DC link circuit to hold the DC link voltage as soon as the DC link voltage has reached the lower limit voltage.
  • the chopper circuit begins to dissipate power from the direct voltage intermediate circuit when the intermediate circuit voltage reaches the lower limit value of the chopper threshold, namely the lower limit voltage. At this moment, however, very little power is dissipated through the chopper circuit. This then increases the closer the DC link voltage comes to the upper limit voltage. If the intermediate circuit voltage reaches the upper limit voltage, the chopper circuit then delivers maximum power from the DC voltage. intermediate circuit, i.e. as much power as is possible with the chopper circuit including connected resistance bank or resistance banks and due to the intermediate circuit voltage. The amount of power dissipated is thus controlled depending on where the intermediate circuit voltage is in the limit voltage band.
  • reducing the bandgap especially if it is reduced to a very low value, means that when the lower limit voltage is reached, the intermediate circuit voltage almost simultaneously reaches the upper limit voltage, and thus the chopper circuit draws maximum power from the DC intermediate circuit. It is precisely this effect that is achieved by reducing the band gap, especially by reducing it to a value close to zero. This ensures that the DC link voltage does not exceed the lower or upper limit voltage during the line fault, but does not drop below it. The DC link voltage is therefore maintained or maintained at the level of the lower or upper limit voltage. This means that the power fed in can also be managed and maintained well.
  • the band gap be increased from the end of the network fault in order to reduce the power dissipated from the DC voltage intermediate circuit by means of the chopper circuit.
  • the bandgap is continuously and / or continuously increased from a value of zero and thus less and less power is dissipated from the DC link by means of the chopper circuit. This is proposed for the period from the end of the network fault when the network fault has been remedied and the electrical supply network is in the process of calming down or returning to a normal, as stable as possible operating point.
  • the power fed in will also rise again, so that more and more power is fed into the electrical supply network by the inverter and less and less power is dissipated through the chopper circuit.
  • the DC link voltage can also be reduced again, provided that it was increased when the line fault occurred. Then it can be reduced back to its old value before the network fault.
  • the wind turbine or its inverter essentially feeds back into the electrical supply network in normal operation.
  • the band gap be continuously increased within the recovery period from the end of the network fault. The increase in the band gap from the end of the network fault can thus be specified over time for this recovery period.
  • the band gap preferably increases from the end of the network fault to a value up to the pre-fault distance.
  • the bandgap thus increases again after the end of the network fault to a value that it had before the network fault.
  • the upper limit voltage before the grid fault takes on a larger value than during the grid fault.
  • the upper limit voltage then increases again from the end of the network fault.
  • the upper limit voltage can preferably be reduced by a value of 3 to 10% from a value before the mains fault to a value during the mains fault.
  • an intermediate circuit working voltage is determined as a function of an operating point of the wind power plant for feeding in the intermediate circuit voltage in normal operation.
  • the intermediate circuit voltage and thus the intermediate circuit working voltage to be determined in normal operation are dependent on the level of the mains voltage, an impedance of a mains choke and the current to be fed in, namely its phase angle and its amplitude.
  • the current to be fed in, in particular the active current component to be fed in depends on the available wind power.
  • a reactive current component can depend on a state of the electrical supply network and / or on the specifications of a network operator.
  • the previously determined intermediate circuit working voltage is the one that was determined last, that is to say immediately before the detected network fault, that is to say the last value of the intermediate circuit working voltage. This is particularly important is based on the idea that when the network fault occurs there is neither sufficient time nor stable conditions to then independently determine an intermediate circuit fault voltage. Instead, this can be based on the last value of the DC link working voltage. It is particularly suggested that the intermediate circuit error voltage is set to a predetermined intermediate circuit error voltage if the predetermined intermediate circuit operating voltage is lower than the predetermined intermediate circuit error voltage. In this case, the value is increased, namely from the intermediate circuit working voltage to the predetermined intermediate circuit error voltage. Otherwise, the DC link error voltage is set to the previously determined DC link working voltage.
  • the default value for the intermediate circuit voltage is not reduced, but is either increased if the intermediate circuit operating voltage was low, otherwise if the intermediate circuit operating voltage was high, such a high value is maintained. It was particularly recognized here that in the event of a grid fault and also with regard to an end to the grid fault, a high intermediate circuit voltage should be provided in order to provide the inverter with a sufficient working area for feeding in electrical power. Therefore, the DC link voltage should not be reduced if possible in the event of a fault. Nevertheless, the DC link error voltage then selected should also be maintained and this is also achieved as far as possible by the chopper circuit and the proposed method.
  • the limit voltage or the upper limit voltage be set to the value of the intermediate circuit error voltage when the network fault is detected.
  • the intermediate circuit error voltage and the limit voltage at which the chopper circuit would draw maximum power from the direct voltage intermediate circuit thus have the same value.
  • the intermediate circuit error voltage is set to be minimally smaller than the limit voltage or upper limit voltage. However, this is only an option and it is not absolutely necessary.
  • the intermediate circuit voltage is controlled to the value of the intermediate circuit error voltage by means of the chopper circuit. This ensures that this intermediate circuit voltage is kept at a stable value, namely the value of the DC link fault voltage. This means that the power fed in can be controlled well.
  • the DC link error voltage is reduced, in particular continuously reduced, from the end of the line fault, and at the same time the limit voltage or the upper limit voltage is increased, in particular continuously increased. This is preferably done both within the recovery period. In this way, it can be achieved in particular that the fed-in power is not exceeded above a value which the fed-in power had immediately before the grid fault.
  • the power fed in is fed back to a feed-in value in normal operation, in particular that it is fed back to the feed-in value in normal operation via a monotonically increasing power curve.
  • overshoot of this power fed in after the end of the network fault can be avoided.
  • This is achieved in particular by the limitation of the intermediate circuit voltage described.
  • the wind power plant can make a contribution to ensuring that the electrical supply network returns from the network fault to stable normal operation as safely and stably as possible.
  • the limitation of the intermediate circuit voltage is additionally controlled as a function of fed reactive power. It is particularly important here that this takes place as a function of a reactive power that was fed in immediately before the grid fault.
  • the limitation of the intermediate circuit voltage which can be higher, for example, in the case of fed reactive power than when no or less reactive power is fed in and the operating point is otherwise the same or similar, can thus be a preparation for feed-in operation immediately after the grid fault. After the line fault, it may then also be necessary to feed in a correspondingly high reactive power as before the line fault, and the intermediate circuit voltage can then already be prepared for this.
  • the limitation of the intermediate circuit voltage be increased with a predeterminable time increase from the end of the line fault. It is particularly suggested here to provide a corresponding gradient for limiting the intermediate circuit voltage.
  • the resurgence of this limitation in particular the limit voltage or the upper limit voltage can go hand in hand with a drop in the intermediate circuit voltage or also a constant level in the intermediate circuit voltage, and it can go hand in hand with an increase in the power fed in.
  • the power can also be increased in accordance with a predeterminable gradient and this can also be controlled by means of the described increase in the limitation of the intermediate circuit voltage, at least a control of the power can thereby be favored.
  • the limitation of the intermediate circuit voltage is increased from the end of the network fault only after a predeterminable waiting time.
  • This predeterminable waiting time which can be in the range from 5 to 100 ms, in particular from 5 to 50 ms, can be used to ensure that the network returns at all, i.e. has a non-zero network voltage value before power is then fed in and is increased in order to finally restore a normal operating point of the electrical supply network.
  • a wind turbine is also proposed.
  • Such a wind energy installation is characterized in particular by the fact that it carries out a method characterized in accordance with at least one embodiment described above or is prepared to carry it out.
  • it has a control device for this purpose, which controls the at least one inverter of the wind energy installation.
  • the control device can in particular be set up in such a way that corresponding control modes are preprogrammed in a process computer contained therein.
  • corresponding control connections to the at least one inverter and optionally additionally to the at least one chopper circuit of the respective inverter are provided, in order thereby to carry out the control method for the execution of which the control device is prepared.
  • the proposed wind turbine can have one or more inverters.
  • inverter devices Several modern inverters are usually provided in modern, large wind turbines. In their entirety, these can also be referred to as inverter devices.
  • Each inverter can have its own DC link or it can be a common DC link for one or several inverters can be provided.
  • a chopper circuit can be provided for each individual DC voltage intermediate circuit or a common chopper circuit or a plurality of common chopper circuits for a common DC voltage intermediate circuit.
  • the proposed solutions for controlling the infeed before, during and after a network fault can be implemented with all the topologies mentioned, so that at least all the topologies mentioned are preferred embodiments.
  • the control of the feed can also be carried out, for example, by a common inverter or a common inverter device of a wind farm having a plurality of wind energy plants. This is also a preferred embodiment.
  • a wind farm which has a plurality of wind energy installations and is characterized in that it is prepared to carry out at least one method for feeding electrical power in accordance with at least one embodiment described above.
  • the wind farm has a central park control device which is prepared to carry out such a method.
  • the parking control device is provided with a process computer on which such a method is preprogrammed.
  • the wind farm preferably has at least one central inverter device which feeds the entire power of the wind farm into the electrical supply network at a network connection point. Such a common inverter device is preferably controlled by the central parking control device.
  • Figure 1 shows a wind turbine in a perspective view.
  • Figure 2 shows a wind farm in a schematic representation.
  • FIG. 3 shows diagrams of voltage and power curves to illustrate a proposed method.
  • Figure 4 shows some elements of a wind turbine in a schematic representation.
  • FIG. 1 shows a wind energy installation 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 into a rotary movement by the wind and thereby drives a generator in the nacelle 104.
  • an inverter 150 is shown schematically, which has a DC voltage intermediate circuit 152 with a DC voltage intermediate circuit capacitor 154 and an inverter switching module 156 for generating a three-phase alternating current.
  • the inverter switching module 156 can be followed by a choke module 158, which can also be regarded as part of the inverter 150.
  • a chopper circuit 160 is provided, which is connected to the DC voltage intermediate circuit 152 and essentially has a chopper switching module 162 and a chopper resistor 164.
  • This chopper circuit 160 can also be regarded as part of the inverter 150.
  • a control device 166 which in particular controls the inverter switching module 156, which is indicated by a double arrow to the inverter switching module 156.
  • the control device 166 also controls the chopper circuit 160, namely in particular the chopper switch module 162. This can be done indirectly via the inverter switching module 156, which is indicated by a corresponding double arrow between the inverter switching module 156 and the chopper switching module 162.
  • the control of the chopper circuit 160 or of the chopper switching module 162 can depend on a detected intermediate circuit voltage UDC, which in turn is detected by the inverter switching module 156 or is also used there.
  • the control device 166 can directly control the chopper switching module 162.
  • the chopper switching module 162 now works in such a way that it dissipates power from the DC voltage intermediate circuit 152 via a pulse pattern. This creates a pulsed leakage current ⁇ A, which leads to heating in the chopper resistor 164, as a result of which energy is released as heat from the DC link.
  • This control of the chopper circuit 160 and thus of the chopper switching module 162 can take place as a function of a mains voltage UG, an operating point of the wind power installation 100 and / or current settings of the inverter 150, in particular the inverter switching module 156.
  • the control device 166 accordingly processes the information necessary for this.
  • the mains voltage UG can be detected on a primary side of a mains transformer 168, via which the electrical supply network 170 is fed.
  • the line voltage UG would still have to be converted in the connection shown, but could alternatively also be recorded on a secondary side of the line transformer 168.
  • a voltage drop in the electrical supply network 170 can be detected by the detection of the mains voltage UG and a network fault can thus be detected.
  • the control device 166 can work and then also control the chopper circuit 160 if necessary.
  • Corresponding information can be obtained from the wind power plant for acquiring a working point of the wind power plant 100, which is to be indicated by the state vector x.
  • This can include, for example, speed, blade angle and a set excitation power of the generator of the wind turbine, to name just a few examples.
  • the inverter 150 itself is also to be understood as part of the wind energy installation 100, and its information, such as, for example, the currently emitted active power and currently emitted reactive power, can thus also be taken into account. This is indicated by a corresponding double arrow between the control device 166 and the inverter switching module 156.
  • FIG. 2 shows a wind farm 112 with three wind turbines 100 by way of example, which can be the same or different.
  • the three wind energy plants 100 are therefore representative of basically any number of wind energy plants of a wind farm 112.
  • the wind energy plants 100 provide their power, namely in particular the electricity generated, via an electrical parking network 114.
  • the currents or powers of the individual wind energy plants 100 generated in each case are added up and are usually a transformer 1 16 is provided, which transforms up the voltage in the park, in order to then feed into the supply network 120 at the entry point 1 18, which is also generally referred to as PCC.
  • FIG. 2 is only a simplified illustration of a wind farm 1 12, in which, for example, the park network 1 14 can be designed differently, in which, for example, there is also a transformer at the outlet of each wind energy installation 100, to name just another embodiment.
  • a central park control device 180 can be provided, which can control the individual wind turbines 100 and can also receive information from these wind turbines.
  • the central parking control device 180 can detect a mains voltage UG of the electrical supply network 120.
  • the electrical supply network 120 can correspond to the electrical supply network 170 of FIG. 1.
  • the central park control device 180 may alternatively or additionally also receive the mains voltage UG from at least one of the wind energy plants 100.
  • a common inverter device 182 is provided in FIG. 2, which can work as a central inverter for the wind farm 112. This common inverter device 182 is shown in dashed lines to clarify that this is an option.
  • This common inverter device 182 can also be controlled by the central parking control device 180 and also transmit information to this central parking control device 180, which is indicated by a double arrow shown in dashed lines.
  • a proposed limitation of an intermediate circuit voltage can be carried out in this common inverter device 182, so that a corresponding chopper circuit is also provided there.
  • this or another common inverter device 182 it can also be provided that the inverters are carried out in the common inverter device 182, but the activation of one or more chopper circuits is carried out in the individual wind energy plants. This can be coordinated by the central parking control device 180.
  • FIG. 3 shows three individual diagrams A, B and C, which are based on the same time axis. This is to illustrate and explain the connection between the functions that are shown in the diagrams.
  • the uppermost diagram A shows a profile of a line voltage UG.
  • This line voltage UG ideally has the value of the line voltage UN.
  • the course of this line voltage UG is shown schematically as an example for an error, the solid line representing an actual, detected course of the line voltage UG.
  • measurement inaccuracies, including measurement delays, are not shown in the illustrations in FIG. 3 and are therefore not discussed.
  • an undervoltage value Um is also indicated by a horizontal dashed line, which the mains voltage UG should not fall below. If it falls below this value, a network fault due to a detected voltage drop is assumed.
  • Such a line fault in which the line voltage UG drops below the undervoltage value Um, occurs at time ti and thus indicates a start of the line fault.
  • the line voltage UG rises again above the undervoltage value U m and this marks the end of the line fault.
  • diagram A also shows only one example of a possible mains fault in the event of a voltage dip, in which the mains voltage UG drops to a lower value.
  • the mains voltage it is also possible for the mains voltage to drop to a very small value or even to zero.
  • this also has an impact on the power that can be fed in and in this respect the following explanation of the diagram C with the curves shown there in solid and dash-dotted lines refers to the voltage drop shown in diagram A, in which the voltage does not drop to zero.
  • a profile of the fed-in power is provided, as shown in diagram C.
  • the course of the power P is also based on the three times ti to t3.
  • diagram C shows the power P delivered to the electrical supply network by the wind energy installation or, according to another embodiment, by the wind farm.
  • this has the initial power P A.
  • This initial power P A is then drawn in as a dashed horizontal line for orientation.
  • the power P actually fed in thus has the value P A.
  • the small difference between the horizontal dashed line for P A and the solid line for P shown at the beginning of the diagram is only for clarity. In fact, as far as technically feasible, these two services should be identical, which also applies to the area after the third point in time t3.
  • a limiting power PB is drawn in as a dash-dotted line and initially runs horizontally between the times ti and t 2 , namely during the duration of the network fault. From the end of the network fault at time t 2 , this course of the limiting power PB increases over a predetermined edge up to the value of the initial power PA at time t3.
  • the dash-dotted line of the limiting power PB is also shown for reasons of illustration above the solid line of the power P. Ideally, these two courses should coincide.
  • the power P fed in before the network fault has the value of the initial power PA, is then at the beginning of the fault at the time ti, by the specification of the limiting power PB, down to the same value of the limiting power PB ZU at the time and to this low value until Mains failure held at time t 2 .
  • the output power P is then slowly controlled back to the value of the initial power before the network fault by the increasing profile of the limiting power PB.
  • Diagram B thus shows the profile of an intermediate circuit voltage UDC of a direct voltage intermediate circuit of an inverter of a wind energy installation or also of a wind farm.
  • the DC voltage intermediate circuit can also be coupled to a plurality of inverters.
  • the solid line shows the corresponding voltage curve as the intermediate circuit voltage UDCR required or specified by the control system.
  • the intermediate circuit voltage UDC actually sets itself as required by the predetermined intermediate circuit voltage UDCR.
  • diagram B indicates that it is interrupted, that is, it would be significantly longer if it were actually displayed.
  • the voltage variations shown in diagram B are comparatively small compared to the entire amplitude of the intermediate circuit voltage.
  • an intermediate circuit voltage UDCR is specified as a function of the working point of the wind turbine. This can mean here in particular that this takes place as a function of the mains voltage, the impedance of a mains choke, such as the mains choke 158 of FIG. 1, and depending on the phase angle and the amplitude of the current to be fed.
  • the intermediate circuit voltage UDC can then be controlled particularly by an upstream step-up converter, or alternatively by an active rectifier, both of which are located between a generator and the direct voltage intermediate circuit.
  • it can also be controlled by feeding in, that is to say by an inverter switching module, such as the inverter switching module 156 in FIG. 1.
  • the chopper circuit can also be controlled by the chopper circuit, such as chopper circuit 160 of FIG. 1.
  • the chopper circuit only control the intermediate circuit voltage in exceptional cases, because when the chopper circuit responds, power is consumed, namely otherwise converted into heat unused.
  • the chopper circuit intervenes there may be situations in which the chopper circuit intervenes and such a case is proposed for the network fault illustrated in FIG. 3.
  • a lower limit voltage UDCU and an upper limit voltage UDCL2 are specified for controlling the chopper circuit.
  • diagram B is the lower limit voltage UDCLI is drawn as a dash-dotted line and the upper limit voltage UDCL2 as a single dashed line. They have a variable band gap AUDCL from one another.
  • This band gap is comparatively large before the network fault and has the following technical purpose. If the intermediate circuit voltage UDC reaches the lower limit voltage UDCLI, SO the chopper circuit begins to dissipate little power from the direct voltage intermediate circuit. The switching pattern is then such that a chopper switch which is designed as a semiconductor switch is closed for a comparatively short time and is open for a comparatively long time. So there are short current peaks in order to dissipate correspondingly little power. However, the higher the intermediate circuit voltage UDC rises, the closer it approaches the upper limit voltage UDCL2, the more power is dissipated from the DC voltage intermediate circuit by the chopper circuit. The current pulses then become ever wider and the pauses between the current pulses become narrower. If the intermediate circuit voltage reaches the upper limit voltage, the chopper circuit is then controlled so that it dissipates maximum power from the direct voltage intermediate circuit.
  • the intermediate circuit voltage does not reach the lower limit voltage UDCLI or at least does not exceed it.
  • the DC link voltage in this area should only be controlled by the inverter switching module, ie by the power fed in, and by the step-up converter or active rectifier mentioned.
  • the chopper circuit can additionally counteract such a too high voltage value. If the intermediate circuit voltage rises further, the chopper circuit can counteract this more and more with increasing intermediate circuit voltage. If the network error now occurs at time ti, this bandgap AUDCL is immediately reduced, ideally to a very small value or even to a value close to zero.
  • the active power P fed in can also be controlled to a lower value, as is shown in diagram C at the time of the network fault between times ti and t2. It should be noted that it is not essential to reduce the DC link voltage for the power reduction shown. Rather, it was recognized that a particularly stable intermediate circuit voltage, despite strongly varying further circumstances, such as the rapid change in the mains voltage UG, can also favor the stabilization of a low power input. A comparatively high DC link voltage can make the feed-in of the power more controllable.
  • the predetermined intermediate circuit voltage UDCR is also raised to a higher value at time ti, that is to say at the start of the network error, namely to the value of an intermediate circuit error voltage UDCF.
  • This lower value can be, for example, 550 V or 630 V, which is then raised to a value of 680 V as an intermediate circuit fault voltage in the event of a mains fault.
  • the specified intermediate circuit voltage was comparatively high due to the operating point before the error, for example, it was 700 V, such a high value is maintained and is not reduced to the value of the intermediate circuit error voltage UDCF of 680 V mentioned as an example.
  • the specified value for the DC link voltage is thus either raised at the beginning of the network fault if it was previously comparatively low, or its level is maintained.
  • the DC link voltage UDC is controlled from the end of the line fault, ie from the time slowly increase the bandgap AUDCL.
  • the lower voltage limit UDCLI can gradually decrease with an edge up to time t3, while the upper voltage limit UDCL2 also increases gradually and simultaneously up to time t3. This goes hand in hand with the fact that the specified intermediate circuit voltage UDCR gradually falls from the end of the line fault to the time t3 to its old value before the line fault. Then, at time t3, it is assumed that the electrical supply network has essentially recovered from the network fault.
  • the recovery period TD the period between the end of the network fault at time t2 and the later time t3 is referred to as the recovery period TD.
  • the recovery period TD at the latest from time t3, it is then assumed that the chopper circuit hardly works anymore, if at all, dissipates little power from the intermediate circuit, ideally no longer dissipates any power from the intermediate circuit.
  • the power P fed in has then again reached its initial value PA.
  • the upper limit voltage UDCL2, the lower limit voltage UDCLI and the predetermined intermediate circuit voltage UDCR are close to one another during the network fault, that is to say between times ti and t2.
  • the upper limit voltage UDCL2 and the lower limit voltage UDCLI differ more clearly. There is also a small company in these areas Difference between the lower limit voltage UDCU and the predetermined limit voltage UDCR shown. According to one embodiment, however, these two profiles can coincide and the specified limit voltage UDCR can optionally be specified in this case via the lower limit voltage UDCU.
  • UDCU is preferably somewhat higher than UDCR.
  • a power curve with P * is shown as a further alternative, which drops to zero at the beginning of the network fault, but is also controlled back to the value of the initial power at the end of the network fault at time t2.
  • This course is marked with x symbols.
  • the course of a reactive power Q * is also shown for this variant.
  • the reactive power also drops to zero at the beginning of the network fault ti, but then rises again from the end of the network fault at the time t2 to the time t3 to the old reactive power value.
  • This variant can also be implemented with an intermediate circuit control, as illustrated in diagram B.
  • FIG. 4 shows a rotor 406 for a wind energy installation 400 with rotor blades 408 that can be adjusted in their blade angle.
  • the rotor 406 is coupled to a generator 430, which is designed here as a six-phase synchronous generator with external excitation.
  • the generator 430 thus generates a six-phase stator current at its generator output 432, which is rectified by means of a rectifier 434 and applied to a lower DC voltage intermediate circuit 436.
  • An excitation controller 438 can also be supplied from this lower DC voltage intermediate circuit 436 in order to provide an excitation current for the externally excited synchronous generator 430.
  • a step-up converter 440 is connected to the lower DC voltage intermediate circuit 436, which raises the voltage of the lower DC voltage intermediate circuit 436 to a higher voltage in a subsequent upper DC voltage intermediate circuit 442.
  • the upper DC voltage intermediate circuit 442 in FIG. 4 can correspond to the DC voltage intermediate circuit 152 in FIG.
  • the lower DC voltage intermediate circuit 436 can be arranged, for example, in the nacelle 104 of the wind energy installation 100 in FIG. 1.
  • the upper DC voltage intermediate circuit 442 also has a chopper circuit 444, which can be constructed like the chopper circuit 160 in FIG.
  • An inverter switching module 446 is provided for inverters, which outputs a three-phase alternating current or a three-phase alternating voltage and passes it through a line filter 448, which contains a corresponding line reactor.
  • a network transformer 468 is provided, which can correspond to the network transformer 168 of FIG. 1 and can contain an actuating device, that is to say can be designed as an actuating transformer.
  • the result is then fed into the electrical supply network 470, which can correspond to the electrical supply network 170 in FIG. 1 or 120 in FIG.
  • Wind energy plants with a modular full converter concept preferably feed the power generated from the wind into the energy system, that is to say into an electrical supply network.
  • An operating point-dependent rectifier DC link voltage UDI is established.
  • step-up converter 440 can do this, for example.
  • a need for the voltage to be applied by this step-up converter 440 arises particularly when comparatively little power can be drawn from the wind, when the wind energy installation, and thus the generator, does not operate under full load.
  • the necessary intermediate circuit voltage UD2 which corresponds to the intermediate circuit voltage UDC according to FIG. 1, is particularly dependent on the mains voltage UG, the impedance of the mains choke, in particular also the impedance of the filter 448 in FIG. 4, and both the phase angle and the amplitude of the current to be fed in .
  • the line choke is particularly relevant and the capacitance can be neglected, so that only the line choke 158 is shown in FIG.
  • This necessary DC link voltage is calculated online on the basis of setpoints for each operating point and updated accordingly.
  • the working point can thus be recorded, but here it is proposed to use the setpoints for the working point.
  • any excess energy from the DC link is converted into heat in the chopper resistor.
  • a current is set at the output of the inverter, which depends on the feed-in strategy and the parameterization. This current at the output of the inverter therefore does not need to feed in all the power, but only the power that is also to be fed in based on the selected or predetermined concept.
  • the rest is removed from the intermediate circuit by means of the chopper circuit and converted into heat in the chopper resistor, which of course can also be implemented as a resistance bank.
  • the proposed invention is particularly intended for connection to soft networks which would otherwise react with overvoltage to a power overshoot at the output of the inverter. Such an overshoot of the power and thus an overshoot of the voltage of the soft network, that is to say the electrical supply network which is fed in, is avoided.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein eine Netz- spannung (UG) aufweisendes elektrisches Versorgungsnetz (170) mittels wenigstens einer Windenergieanlage (100), wobei die Windenergieanlage (100) zum Einspeisen der elektri- schen Leistung einen Wechselrichter (150) aufweist mit einem eine Zwischenkreisspan- nung (UDC) aufweisenden Gleichspannungszwischenkreis (152) und einer an den Gleich- spannungszwischenkreis (152) angeschlossenen Chopperschaltung zum Abführen elektri- scher Energie aus dem Gleichspannungszwischenkreis (152), umfassend die Schritte: Ein- speisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (170) mittels des Wech- selrichters in einem Normalbetrieb, wenn kein Netzfehler des elektrischen Versorgungs- netzes erkannt wurde, Erkennen auf einen Netzfehler, wenn die Netzspannung (UG) unter einen vorgegebenen Unterspannungswert (Um) abfällt, der insbesondere unterhalb von 90%, vorzugsweise unterhalb von 80% einer Netznennspannung (UN) liegt, Unterbrechen des Einspeisens elektrischer Leistung oder Verringern der Einspeisung elektrischer Leis- tung auf ein verringertes Einspeisen in das elektrische Versorgungsnetz (170), wenn der Netzfehler erkannt wurde, Beenden der Unterbrechung bzw. Beenden des verringerten Einspeisens, wenn ein Netzfehlerende erkannt wurde, wobei während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende die eingespeiste Leistung auf eine Begrenzungsleistung (PB) begrenzt wird und zum Begrenzen der eingespeisten Leistung auf die Begrenzungs- leistung (PB) während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende die Zwischenkreis- spannung in Abhängigkeit der Begrenzungsleistung (PB ) mittels der Chopperschaltung be- grenzt wird.

Description

Wndenergieanlage zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein eine Netzspannung aufweisendes elektrisches Versorgungsnetz mittels einer Windenergieanlage. Die vorliegende Erfindung betrifft ebenfalls eine entsprechende Wndener- gieanlage. Die Erfindung betrifft auch einen entsprechenden Wndpark. Windenergieanlagen sind bekannt und sie dienen üblicherweise dazu, elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz einzuspeisen. Inzwischen wurde erkannt, dass Wnd- energieanlagen auch gut geeignet sind, das elektrische Versorgungsnetz zu stützen. Dazu gehört auch, dass Windenergieanlagen tolerant auf Netzfehler reagieren können. Besonders können sie im Netzfehlerfall die Einspeisung elektrischer Leistung an Vorgaben eines Netzbetreibers des elektrischen Versorgungsnetzes anpassen. Besonders können sie im Fall eines Netzfehlers, bei dem die Netzspannung einbricht, je nach Vorgabe die elektrische Leistung verringern oder unterbrechen und nach Ende des Netzfehlers die Einspeisung fortsetzen.
Solche Netzfehler, bei denen die Netzspannung kurzfristig einbricht, sind üblicherweise von sehr kurzer Dauer und dauern in der Regel weniger als 1 Sekunde. Neben dem Durchfahren eines solchen Netzfehlers ist besonders auch das Verhalten am Ende und kurz nach Ende des Netzfehlers wichtig. In dem Moment befindet sich das elektrische Versorgungsnetz in einer nicht sehr stabilen Übergangsphase. Wird in dieser Übergangsphase elektrische Leistung von vielen Erzeugern, die in dasselbe elektrische Versorgungsnetz einspeisen, unkontrolliert, ungünstig und/oder falsch eingespeist, so kann das leicht zu einem er- neuten Netzfehler führen, möglicherweise sogar zu einem schwerwiegenderen als der, der gerade überwunden wurde.
Ein Verfahren zum Durchsteuern eines solchen Netzfehlers ist beispielsweise in dem US- Patent US 7,525,208 B2 beschrieben. Dort wird besonders vorgeschlagen, das Einspeisen der Leistung so zu steuern, dass unmittelbar nach dem Netzfehler eine höhere Leistung eingespeist wird als unmittelbar vor dem Netzfehler.
Es wurde nun aber erkannt, dass es auch Situationen und/oder Bedingungen geben kann, bei denen es zweckmäßig ist, dass die eingespeiste Leistung unmittelbar nach dem Netzfehler nicht höher ist als die eingespeiste Leistung unmittelbar vor dem Netzfehler. Dennoch sollte aber die Leistung nach dem Netzfehler möglichst schnell wieder eingespeist werden bzw. die Einspeisung möglichst schnell wieder erhöht werden, dennoch aber möglichst das Einspeisen einer höheren Leistung als vor dem Netzfehler vermieden werden.
Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zur vorliegenden Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: EP 3 004 637 B1 , EP 1 831 987 B1 , US 2009/0206606 A1 und DE 10 2017 106 436 A1 . Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der vorstehend genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, mit der es möglich ist, mittels einer Windenergieanlage einen Netzfehler, bei dem kurzfristig die Netzspannung einbricht, zu durchsteuern, und zwar so, dass unmittelbar nach dem Netzfehler die eingespeiste Leistung wieder erhöht wird, ohne aber den Wert der eingespeisten Leistung, der unmittelbar vor dem Netzfehler aktuell war, zu überschreiten. Zumindest soll gegenüber bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden.
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren nach Anspruch 1 vorgeschlagen. Das Verfahren betrifft somit das Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz. Das Einspeisen erfolgt mittels einer Windenergieanlage und diese weist insbesondere ein sogenanntes Vollumrichterkonzept auf, bei dem elektrische Leistung von einem Generator der Windenergieanlage erzeugt wird, gleichgerichtet wird und durch einen Wechselrichter in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird. Das elektrische Versorgungsnetz ist dabei durch eine Netzspannung gekennzeichnet, also die Spannung, die das elektrische Versorgungsnetz aufweist.
Die Windenergieanlage weist somit zum Einspeisen der elektrischen Leistung einen Wechselrichter auf, der wiederum einen Gleichspannungszwischenkreis hat. Der Wechselrichter steht insoweit auch repräsentativ für mehrere Wechselrichter bzw. für eine Wechselrichter- einrichtung mit mehreren Wechselrichtern. Der Gleichspannungszwischenkreis weist eine Zwischenkreisspannung auf, die in ihrer Spannungshöhe variieren kann. Beispielsweise kann sie im Bereich von 550 V bis 700 V variieren. Es kommen aber auch andere Werte in Betracht. Diese anderen Werte können ähnlich sein, oder sie können signifikant höher sein, wenn mittels des Wechselrichters eine entsprechend höhere Spannung ausgegeben wer- den soll. Bei mehreren Wechselrichtern können auch entsprechend mehrere Gleichspan- nungszwischenkreise vorgesehen sein, es kann aber auch ein gemeinsamer Gleichspannungszwischenkreis von mehreren Wechselrichtern verwendet werden.
An den Gleichspannungszwischenkreis ist außerdem eine Chopperschaltung angeschlossen, zum Abführen elektrischer Energie aus dem Gleichspannungszwischenkreis. Natür- lieh führt der Wechselrichter beim Einspeisen elektrischer Leistung Energie aus dem Gleichspannungszwischenkreis ab. Darüber hinaus kann aber eine solche Chopperschaltung bei Bedarf zusätzlich oder ausschließlich Energie aus dem Gleichspannungszwischenkreis abführen. Das erfolgt so, dass dieses Abführen elektrischer Energie über ein Pulsmuster gesteuert wird. Es entsteht dann im Wesentlichen ein gepulster Strom, der durch einen Widerstand oder eine Widerstandsbank geführt wird, um dort in Wärme umgewandelt zu werden.
Mit einer solchen Windenergieanlage mit einem beschriebenen Wechselrichter, der einen Gleichspannungszwischenkreis mit Chopperschaltung aufweist, wird das vorgeschlagene Einspeisen elektrischer Leistung durchgeführt. Dabei erfolgt ein Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz mittels des Wechselrichters in einem Normalbetrieb, wenn kein Netzfehler des elektrischen Versorgungsnetzes erkannt wurde. Besonders bevorzugt kann die Windenergieanlage hierbei in einem sogenannten Netzparallelbetrieb arbeiten, in dem sämtliche erzeugte Leis- tung in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird. Hier wird unter einem Normalbetrieb ein Betrieb verstanden, bei dem kein Netzfehler erkannt wurde. Das kann aber auch bedeuten, dass der beschriebene Netzparallelbetrieb verlassen wird und beispielsweise die eingespeiste Leistung wegen einer im elektrischen Versorgungsnetz erkannten Frequenzerhöhung verringert wird, um ein Beispiel zu nennen. Unter einen Normalbetrieb wird hier insoweit ein Betrieb verstanden, bei dem kein Fehler auftritt, bei dem die Netzspannung signifikant abfällt.
Ein Netzfehler wird somit erkannt, es wird also von einem Netzfehler ausgegangen, wenn die Netzspannung unter einen vorgegebenen Unterspannungswert abfällt. Ein solcher Unterspannungswert kann insbesondere bei oder unterhalb von 80 % der Netznennspannung liegen. Es geht also darum, dass die Netzspannung signifikant abfällt. Die Netzspannung kann beispielsweise auch auf 10 % der Netznennspannung abfallen. Leichte Spannungsschwankungen, beispielsweise im Bereich von wenigen Prozent, wie beispielsweise 1 bis 3 %, führen noch nicht dazu, dass ein Netzfehler erkannt wird.
Wurde nun ein solcher Netzfehler erkannt, wird das Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz verringert oder sogar ganz unterbrochen. Aber selbst in dem Fall, dass das Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz unterbrochen wird, bleibt die Windenergieanlage bzw. ihr Wechselrichter vorzugsweise dennoch an das elektrische Versorgungsnetz angeschlossen, besonders, ohne dass ein Netztrennschalter geöffnet wird oder die Windenergieanlage sogar heruntergefahren und ausge- schaltet wird. Besonders bleibt die Steuerung aktiv und die Windenergieanlage wird möglichst dazu bereitgehalten, nach Ende des Netzfehlers so schnell wie möglich den Normalbetrieb wieder aufnehmen zu können. Den Normalbetrieb so schnell wie möglich wieder aufzunehmen kann aber auch bedeuten, dass nach Ende des Netzfehlers die Leistung nicht sprunghaft auf den Wert des Normalbetriebs erhöht wird, sondern dass beispiels- weise eine kurze Anstiegsflanke vorgesehen ist, um die Amplitude der eingespeisten Leistung etwas langsamer als durch einen Sprung an den gewünschten Endwert heranzufüh- ren. Jedenfalls wird das Unterbrechen oder Verringern der Einspeisung bzw. das verringerte Einspeisen beendet, wenn ein Netzfehlerende erkannt wurde. Ein Netzfehlerende wird besonders dann erkannt, wenn die Netzspannung wieder einen normalen Wert erreicht hat, insbesondere, wenn sie wieder Netznennspannung erreicht hat. Dabei können leichte Schwankungen, wie die oben bereits beschriebenen beispielhaften 1 bis 3 %, tolerierbar sein. Ein Netzfehlerende wird also auch dann erkannt, wenn solche geringen Schwankungen vorliegen.
Dabei wird vorgeschlagen, dass während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende die eingespeiste Leistung auf eine Begrenzungsleistung begrenzt wird. Besonders wird so erreicht, dass während des Netzfehlers und/oder kurz danach die eingespeiste elektrische Leistung diese Begrenzungsleistung nicht überschreitet. Die Begrenzungsleistung kann dabei auch als zeitlicher Verlauf vorgegeben werden.
Es wird nun weiter vorgeschlagen, dass zum Begrenzen der eingespeisten Leistung auf die Begrenzungsleistung während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende die Zwischenkreisspannung in Abhängigkeit der Begrenzungsleistung mittels der Chopperschaltung begrenzt wird.
Die Höhe der Zwischenkreisspannung hängt besonders davon ab, wie viel Leistung seitens des Generators der Windenergieanlage in diese Zwischenkreisspannung eingespeist wird und wie viel Leistung von dem Wechselrichter aus diesem Gleichspannungszwischenkreis in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird, wobei dieser Wert auch negativ sein kann, da ein Wechselrichter also auch Leistung aus dem Netz aufnehmen könnte, worauf es hier aber nicht ankommt. Vereinfacht ausgedrückt steigt die Zwischenkreisspannung, wenn mehr Leistung in den Gleichspannungszwischenkreis eingegeben als entnommen wird und umgekehrt. Diese Leistungsbilanz kann nun, was hier vorgeschlagen wird, durch die Chopperschaltung beeinflusst werden. Dabei wird hier vorgeschlagen, gezielt die Zwischenkreisspannung im Netzfehlerfall, also während des Netzfehlers und/oder kurz danach, über diese Chopperschaltung zu steuern. Damit kann auch die Leistung beeinflusst werden, die der Wechselrichter aus dem Gleichspannungszwischenkreis in das elektrische Versorgungsnetz einspeist. Hier wurde besonders erkannt, dass im Falle eines kurzen Netzfehlers bei einem Netzspannungseinbruch sehr schnelle Leistungsänderungen der eingespeisten Leistung durchgeführt werden müssen, um ein unkontrolliertes oder schlecht kontrolliertes Einspeisen elektrischer Leistung in das Versorgungsnetz in einem solchen kritischen Zustand zu ver- meiden.
Besonders wird vorgeschlagen, dass der Wechselrichter elektrische Leistung in das elektrische Versorgungsnetz in Abhängigkeit der Zwischenkreisspannung, also in Abhängigkeit der Höhe der Zwischenkreisspannung, in das elektrische Versorgungsnetz einspeist.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass das Begrenzen der eingespeis- ten Leistung auf die Begrenzungsleistung ab dem Netzfehlerende für einen vorbestimmten Erholungszeitraum durchgeführt wird. Dieser Erholungszeitraum ist dafür vorgesehen, dass das elektrische Versorgungsnetz Zeit hat, sich von dem Netzfehler zu erholen, um in einem stabilen Arbeitspunkt zurückzukehren. Der vorbestimmte Erholungszeitraum liegt im Bereich von 10 ms bis 10 Sekunden, vorzugsweise im Bereich von 50 ms bis 2 Sekunden. Der Erholungszeitraum beträgt also wenigstens 10 ms, nämlich ab Netzfehlerende. In dieser Zeit wird das Begrenzen der eingespeisten Leistung auf die Begrenzungsleistung durchgeführt. Die Begrenzungsleistung kann dabei auch innerhalb dieses Erholungszeitraums eine veränderliche Größe sein, besonders eine ansteigende Flanke.
Es wird weiter vorgeschlagen, dass in diesem Erholungszeitraum die eingespeiste Leis- tung nicht höher liegt als unmittelbar vor dem Erkennen des Netzfehlers. Das vorgeschlagene Verfahren verhindert somit, dass die eingespeiste Leistung nach Ende des Netzfehlers über den Wert unmittelbar vor dem Netzfehler erhöht wird, sodass eine entsprechende Leistungsüberhöhung vermieden wird. Das wird besonders durch die vorgeschlagene Begrenzung der Zwischenkreisspannung mittels der Chopperschaltung erreicht. Vorzugs- weise wird die Begrenzungsleistung als zeitabhängiger Leistungsverlauf vorgegeben, insbesondere mit ansteigender Flanke, um die eingespeiste Leistung nach Fehlerende auf einen Wert der eingespeisten Leistung unmittelbar vor dem Netzfehler zurückzuführen. Damit kann die eingespeiste Leistung besonders ab Netzfehlerende geführt werden und besonders Leistungsüberhöhungen können vermieden werden. Es ist im Übrigen auch zu beachten, dass ein Netzfehler, bei dem die Netzspannung einbricht, üblicherweise so kurz ist, dass sich die aufgrund der vorherrschenden Windverhältnisse erzeugbare elektrische Leistung aus Wind nicht in relevanter Höhe verändert. Mit anderen Worten kann von einer näherungsweise in konstanter Höhe verfügbaren Leistung ausgegangen werden. Durch die Vorgabe der Begrenzungsleistung kann daher auch die eingespeiste Leistung wieder auf ihren Wert unmittelbar vor dem Netzfehler zurückgeführt werden. Besonders wurde hier erkannt, dass dadurch, dass die Zwischenkreisspannung in Abhängigkeit der Begrenzungsleistung begrenzt wird, über die Vorgabe der Begrenzungsleistung auch Einfluss auf die Grenze der Zwischenkreisspannung genommen werden kann. Besonders wird vorgeschlagen, dass die Grenze der Zwischenkreisspannung qualitativ der Begrenzungsleistung folgt. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass bei ansteigender Flanke der Begrenzungsleistung auch eine ansteigende Flanke einer Grenze der Zwischenkreisspannung eingestellt wird.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zum Begrenzen der Zwischenkreisspannung während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende wenigstens eine Grenzspannung in Abhängigkeit des Netzfehlers und/oder in Abhängigkeit der Begren- zungsleistung vorgegeben wird und dass die Chopperschaltung elektrische Energie abhängig davon aus dem Gleichspannungszwischenkreis abführt, ob die Zwischenkreisspannung die Grenzspannung erreicht oder überschreitet. Über die Vorgabe einer solchen Grenzspannung kann somit die Chopperschaltung gesteuert werden. Es wird die Zwischenkreisspannung erfasst und mit der Grenzspannung verglichen und davon abhängig die Chopperschaltung gesteuert. Insoweit führt die Chopperschaltung eine Regelung der Zwischenkreisspannung durch, zu der die Grenzspannung als Sollwert angesehen werden kann. Dabei kann auch vorgesehen sein, dass umso mehr Energie pro Zeit, also eine umso höhere Leistung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abgeführt wird, je stärker die Grenzspannung von der Zwischenkreisspannung überschritten wird. Vorzugsweise wird zum Begrenzen der Zwischenkreisspannung eine untere Grenzspannung und eine obere Grenzspannung in Abhängigkeit des Netzfehlers und/oder in Abhängigkeit der Begrenzungsleistung vorgegeben. Die vorstehend beschriebene Grenzspannung, in Abhängigkeit derer die Chopperschaltung gesteuert werden kann, kann hier der unteren Grenzspannung entsprechen. Weiterhin ist vorgegeben, dass die obere Grenzspannung um einen veränderbaren Bandabstand größer als die untere Grenzspannung ist. Die untere und obere Grenzspannung bilden somit ein Grenzspannungsband.
Es wird weiter vorgeschlagen, dass Leistung mittels der Chopperschaltung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abgeführt wird, sobald die Zwischenkreisspannung die untere Grenzspannung erreicht. Zusätzlich wird dazu vorgeschlagen, dass umso mehr Leistung mittels der Chopperschaltung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abgeführt wird, je näher die Zwischenkreisspannung an die obere Grenzspannung kommt. Durch das Abführen von Leistung wird natürlich auch Energie aus dem Gleichspannungszwischen- kreis abgeführt. Die Betrachtung der abgeführten Leistung, also der abgeführten Energie pro Zeit, ist hier jedoch zweckmäßiger, um zu erläutern, dass mehr Leistung, also mehr Energie pro Zeit, mittels der Chopperschaltung abgeführt wird, je näher die Zwischenkreisspannung an die obere Grenzspannung herankommt, umso größer die Zwischenkreisspannung also ist. Weiterhin wird vorgeschlagen, dass vor dem Netzfehler, also in dem Normalbetrieb, der Bandabstand einen Vorfehlerabstand aufweist. Ein solcher Vorfehlerabstand kann als vergleichsweise groß angesehen werden und kann beispielsweise eine Größe von 2 % bis 5 % der Zwischenkreisspannung, insbesondere einer Zwischenkreisnennspannung aufweisen, die beispielsweise 700 V betragen kann. Es wird weiterhin vorgeschlagen, dass bei Erkennen des Netzfehlers der Bandabstand reduziert wird, um zum Halten der Zwischenkreisspannung möglichst viel Leistung mittels der Chopperschaltung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abzuführen, sobald die Zwischenkreisspannung die untere Grenzspannung erreicht hat. Insbesondere liegt hier der Gedanke zugrunde, dass im Normalbetrieb die Chopperschaltung Leistung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abzuführen beginnt, wenn die Zwischenkreisspannung den unteren Grenzwert der Chopperschwelle, nämlich die untere Grenzspannung, erreicht. In diesem Moment wird allerdings nur sehr wenig Leistung durch die Chopperschaltung abgeführt. Diese erhöht sich dann, je näher die Zwischenkreisspannung an die obere Grenzspannung herankommt. Erreicht die Zwischenkreisspannung die obere Grenzspan- nung, so führt die Chopperschaltung dann maximale Leistung aus dem Gleichspannungs- zwischenkreis ab, also so viel Leistung wie mit der Chopperschaltung einschließlich angeschlossener Widerstandsbank oder Widerstandsbänken und aufgrund der Zwischenkreisspannung möglich ist. Die Höhe der abgeführten Leistung wird somit abhängig davon gesteuert, wo sich die Zwischenkreisspannung in dem Grenzspannungsband befindet. Davon ausgehend führt das Reduzieren des Bandabstandes, besonders, wenn er auf einen sehr geringen Wert reduziert wird, dazu, dass mit Erreichen der unteren Grenzspannung die Zwischenkreisspannung auch gleichzeitig fast die obere Grenzspannung erreicht und somit die Chopperschaltung maximale Leistung aus dem Gleichspannungszwischen- kreis abführt. Genau dieser Effekt wird somit durch das Reduzieren des Bandabstandes, besonders durch sein Reduzieren auf einen Wert nahe null, erreicht. Damit wird erreicht, dass während des Netzfehlers die Zwischenkreisspannung die untere bzw. obere Grenzspannung nicht überschreitet, aber auch nicht darunter abfällt. Die Zwischenkreisspannung wird also auf Höhe der unteren bzw. oberen Grenzspannung geführt bzw. gehalten. Damit kann auch die eingespeiste Leistung gut geführt und gehalten werden. Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass ab dem Netzfehlerende der Bandabstand vergrößert wird, um mittels der Chopperschaltung aus dem Gleichspannungszwi- schenkreis abgeführte Leistung zu verringern. Besonders wird der Bandabstand von einem Wert null aus und/oder kontinuierlich vergrößert und damit immer weniger Leistung aus dem Gleichspannungszwischenkreis mittels der Chopperschaltung abgeführt. Dies wird für die Zeit ab dem Netzfehlerende vorgeschlagen, wenn der Netzfehler behoben ist und das elektrische Versorgungsnetz dabei ist, sich zu beruhigen bzw. in einen normalen, möglichst stabilen Betriebspunkt wieder überzugehen.
In diesem Fall wird auch die eingespeiste Leistung wieder ansteigen, sodass immer mehr Leistung durch den Wechselrichter in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird und immer weniger Leistung durch die Chopperschaltung abgeführt wird. Dadurch kann auch erreicht werden, dass sich die Zwischenkreisspannung wieder verringert, sofern sie mit Eintreten des Netzfehlers erhöht wurde. Dann kann sie nämlich wieder auf ihren alten Wert vor dem Netzfehler verringert werden. Sobald das erreicht ist, speist die Windenergieanlage bzw. ihr Wechselrichter im Wesentlichen wieder in einem Normalbetrieb in das elektrische Versorgungsnetz ein. Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass ab dem Netzfehlerende der Bandabstand innerhalb des Erholungszeitraums kontinuierlich vergrößert wird. Die Vergrößerung des Bandabstands ab Netzfehlerende kann somit zeitlich über diesen Erholungszeitraum vorgegeben werden. Vorzugsweise vergrößert sich der Bandabstand ab Netzfehlerende auf einen Wert bis zum Vorfehlerabstand. Der Bandabstand vergrößert sich also nach Netzfehlerende wieder auf einen Wert, den er vor dem Netzfehler hatte. Auch dies hat den Zweck und Vorteil, dass der Netzfehler durchfahren werden kann und danach, zumindest nach Ablauf des Erholungszeitraums, die Windenergieanlage wieder normal, nämlich im Normalbetriebsmodus, in das elektrische Versorgungsnetz einspeist.
Vorzugsweise nimmt zumindest die obere Grenzspannung vor dem Netzfehler einen größeren Wert an als während des Netzfehlers. Insbesondere erhöht sich die obere Grenzspannung dann ab Ende des Netzfehlers wieder. Vorzugsweise kann die obere Grenzspannung von einem Wert vor dem Netzfehler auf einen Wert während des Netzfehlers um 3 bis 10 % reduziert werden.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zum Einspeisen im Normalbetrieb für die Zwischenkreisspannung eine Zwischenkreisarbeitsspannung in Abhängigkeit eines Arbeitspunktes der Windenergieanlage bestimmt wird. Besonders ist die Zwischenkreisspannung und damit die zu bestimmende Zwischenkreisarbeitsspannung im Normal- betrieb von der Höhe der Netzspannung, einer Impedanz einer Netzdrossel und dem einzuspeisenden Storm, nämlich seinem Phasenwinkel und seiner Amplitude, abhängig. Der einzuspeisende Strom, besonders der einzuspeisende Wirkstromanteil, hängt dabei von der verfügbaren Windleistung ab. Ein Blindstromanteil kann von einem Zustand des elektrischen Versorgungsnetzes und/oder von Vorgaben eines Netzbetreibers abhängen. Es wird nun vorgeschlagen, dass beim Erkennen des Netzfehlers für die Zwischenkreisspannung eine Zwischenkreisfehlerspannung in Abhängigkeit der zuvor bestimmten Zwischenkreisarbeitsspannung bestimmt wird. Die zuvor bestimmte Zwischenkreisarbeitsspannung ist dabei jene, die zuletzt, also unmittelbar vor dem erkannten Netzfehler, bestimmt wurde, also der letzte Wert der Zwischenkreisarbeitsspannung. Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass beim Auftreten des Netzfehlers weder ausreichend Zeit vorhanden ist noch stabile Zustände vorliegen, um dann eigenständig eine Zwischenkreisfehlerspannung zu bestimmen. Stattdessen kann sich diese am letzten Wert der Zwischenkreisarbeitsspannung orientieren. Es wird besonders vorgeschlagen, dass die Zwischenkreisfehlerspannung auf eine vorbestimmte Zwischenkreisfehlerspannung gesetzt wird, wenn die zuvor bestimmte Zwischenkreisarbeitsspannung niedriger ist als die vorbestimmte Zwischenkreisfehlerspannung. In diesem Fall wird also der Wert erhöht, nämlich von der Zwischenkreisarbeitsspannung auf die vorbestimmte Zwischenkreisfehlerspannung. Anderenfalls wird die Zwischenkreisfeh- lerspannung auf die zuvor bestimmte Zwischenkreisarbeitsspannung gesetzt. Mit anderen Worten wird beim Übergang vom Normalbetrieb auf den Betrieb im Fehlerfall der Vorgabewert für die Zwischenkreisspannung nicht verringert, sondern entweder erhöht, wenn die Zwischenkreisarbeitsspannung niedrig war, anderenfalls, wenn die Zwischenkreisarbeitsspannung hoch war, ein solcher hoher Wert beibehalten. Hier wurde besonders erkannt, dass im Netzfehlerfall und auch im Hinblick auf ein Ende des Netzfehlers eher eine hohe Zwischenkreisspannung vorzusehen ist, um dem Wechselrichter zum Einspeisen elektrischer Leistung einen ausreichenden Arbeitsbereich zur Verfügung zu stellen. Daher sollte die Zwischenkreisspannung im Fehlerfall möglichst nicht verringert werden. Gleichwohl soll die dann gewählte Zwischenkreisfehlerspannung auch eingehalten werden und durch die Chopperschaltung und das vorgeschlagene Verfahren wird dies möglichst auch erreicht.
Besonders wird dazu vorgeschlagen, dass die Grenzspannung bzw. die obere Grenzspannung beim Erkennen des Netzfehlers auf den Wert der Zwischenkreisfehlerspannung gesetzt wird. Die Zwischenkreisfehlerspannung und die Grenzspannung, bei der die Chopperschaltung maximale Leistung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abführen würde, weisen somit einen gleichen Wert auf. Gegebenenfalls kann vorgesehen sein, dass die Zwischenkreisfehlerspannung minimal kleiner gesetzt wird als die Grenzspannung bzw. obere Grenzspannung. Das ist aber nur eine Option und die ist nicht unbedingt erforderlich.
Es wird somit nun erreicht, dass die Zwischenkreisspannung mittels der Chopperschaltung auf den Wert der Zwischenkreisfehlerspannung gesteuert wird. Dadurch wird besonders erreicht, dass sich diese Zwischenkreisspannung auf einem stabilen Wert hält, nämlich dem Wert der Zwischenkreisfehlerspannung. Damit kann die eingespeiste Leistung gut gesteuert werden.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass ab Netzfehlerende die Zwischenkreisfehlerspannung verringert, insbesondere kontinuierlich verringert wird und gleichzeitig die Grenzspan- nung bzw. die obere Grenzspannung erhöht, insbesondere kontinuierlich erhöht wird. Vorzugsweise erfolgt dies beides innerhalb des Erholungszeitraums. Damit kann besonders erreicht werden, dass ein Überschreiten der eingespeisten Leistung über einen Wert, den die eingespeiste Leistung unmittelbar vor dem Netzfehler hatte, vermieden wird.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass ab dem Netzfehlerende die ein- gespeiste Leistung auf einen Einspeisewert im Normalbetrieb zurückgeführt wird, insbesondere, dass sie über einen monoton steigenden Leistungsverlauf auf den Einspeisewert im Normalbetrieb zurückgeführt wird. Dadurch kann ein Überschwingen dieser eingespeisten Leistung nach dem Netzfehlerende vermieden werden. Das wird besonders durch die beschriebene Begrenzung der Zwischenkreisspannung erreicht. Dadurch kann die Wind- energieanlage einen Beitrag dazu leisten, dass das elektrische Versorgungsnetz möglichst sicher und stabil von dem Netzfehler in einen stabilen Normalbetrieb zurückfindet.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Begrenzung der Zwischenkreisspannung zusätzlich in Abhängigkeit eingespeister Blindleistung gesteuert wird. Hier kommt besonders in Betracht, dass dies in Abhängigkeit einer Blindleistung er- folgt, die unmittelbar vor dem Netzfehler eingespeist wurde. Die Begrenzung der Zwischenkreisspannung, die beispielsweise im Falle eingespeister Blindleistung höher liegen kann als wenn keine oder weniger Blindleistung eingespeist wird und der Arbeitspunkt ansonsten gleich oder ähnlich ist, kann dadurch schon eine Vorbereitung für den Einspeisebetrieb unmittelbar nach dem Netzfehler sein. Nach dem Netzfehler kann dann nämlich ebenfalls das Einspeisen einer entsprechend hohen Blindleistung wie vor dem Netzfehler gefordert sein und die Zwischenkreisspannung kann dann darauf bereits vorbereitet sein.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass die Begrenzung der Zwischenkreisspannung ab dem Netzfehlerende mit einem vorbestimmbaren zeitlichen Anstieg erhöht wird. Hier wird besonders vorgeschlagen, einen entsprechenden Gradienten für die Be- grenzung derZwischenkreisspannung vorzusehen. Der Wiederanstieg dieser Begrenzung, insbesondere der Grenzspannung bzw. oberen Grenzspannung, kann einhergehen mit einem Abfallen der Zwischenkreisspannung oder auch einem Gleichbleiben der Zwischenkreisspannung, und sie kann einhergehen mit einem Anstieg der eingespeisten Leistung. Besonders kann ebenfalls die Leistung gemäß einem vorbestimmbaren Gradienten erhöht werden und das kann auch mittels der beschriebenen Erhöhung der Begrenzung der Zwischenkreisspannung gesteuert werden, zumindest kann dadurch eine Steuerung der Leistung begünstigt werden.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass die Begrenzung der Zwischenkreisspannung ab dem Netzfehlerende erst nach einer vorbestimmbaren Wartezeit erhöht wird. Dies wird be- sonders für einen Fehlerfall vorgeschlagen, bei dem die Netzspannung bis auf null abgefallen ist. In diesem Fall kann diese vorbestimmbare Wartezeit, die im Bereich von 5 bis 100ms, insbesondere von 5 bis 50 ms liegen kann, dazu genutzt werden, dass zunächst überhaupt das Netz wiederkehrt, also überhaupt einen von null verschiedenen Netzspannungswert aufweist, bevor dann Leistung eingespeist und erhöht wird, um schließlich wie- der einen normalen Betriebspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes herzustellen. Erfindungsgemäß wird auch eine Windenergieanlage vorgeschlagen. Eine solche Windenergieanlage zeichnet sich besonders dadurch aus, dass sie ein gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform gekennzeichnetes Verfahren ausführt bzw. dazu vorbereitet ist, ein solches auszuführen. Insbesondere weist sie dazu eine Steuereinrich- tung auf, die dazu den wenigstens einen Wechselrichter der Windenergieanlage steuert. Die Steuereinrichtung kann zum Steuern eines solchen Verfahrens besonders dadurch dazu eingerichtet sein, dass entsprechende Steuermodi in einem enthaltenen Prozessrechner vorprogrammiert sind. Außerdem oder ergänzend sind entsprechende Steuerverbindungen zu dem wenigstens einen Wechselrichter und optional zusätzlich zu der wenigs- tens einen Chopperschaltung des jeweiligen Wechselrichters vorgesehen, um dadurch das Steuerverfahren, zu dessen Ausführung die Steuereinrichtung vorbereitet ist, durchzuführen.
Die vorgeschlagene Windenergieanlage kann einen oder mehrere Wechselrichter aufweisen. Bei modernen, großen Windenergieanlagen sind üblicherweise mehrere Wechselrich- ter vorgesehen. Diese können in ihrer Gesamtheit auch als Wechselrichtereinrichtung bezeichnet werden. Jeder Wechselrichter kann einen eigenen Gleichspannungszwischen- kreis aufweisen oder es kann ein gemeinsamer Gleichspannungszwischenkreis für einen oder mehrere Wechselrichter vorgesehen sein. Entsprechend kann eine Chopperschaltung für jeden einzelnen Gleichspannungszwischenkreis vorgesehen sein oder eine gemeinsame Chopperschaltung oder mehrere gemeinsame Chopperschaltungen für einen gemeinsamen Gleichspannungszwischenkreis. Die vorgeschlagenen Lösungen zum Steuern des Einspeisens vor, während und nach einem Netzfehler können mit all den genannten Topologien umgesetzt werden, sodass wenigstens alle genannten Topologien bevorzugte Ausführungsformen sind. Darüber hinaus kann das Steuern der Einspeisung beispielsweise auch durch einen gemeinsamen Wechselrichter oder eine gemeinsame Wechselrichtereinrichtung eines mehrere Windenergieanlagen aufweisenden Windparks durchge- führt werden. Auch das ist eine bevorzugte Ausführungsform.
Erfindungsgemäß wird somit auch ein Windpark vorgeschlagen, der mehrere Windenergieanlagen aufweist und dadurch gekennzeichnet ist, dass er dazu vorbereitet ist, wenigstens ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform durchzuführen. Insbesondere weist der Windpark eine zentrale Parksteuereinrichtung auf, die dazu vorbereitet ist, ein solches Verfahren durchzuführen. Insbesondere ist die Parksteuereinrichtung dafür mit einem Prozessrechner versehen, auf dem ein solches Verfahren vorprogrammiert ist. Vorzugsweise weist der Windpark dazu wenigstens eine zentrale Wechselrichtereinrichtung auf, die die gesamte Leistung des Windparks an einem Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz einspeist. Vorzugsweise wird eine solche gemeinsame Wechselrichtereinrichtung von der zentralen Parksteuereinrichtung gesteuert.
Nachfolgend wird die Erfindung exemplarisch anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert:
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung. Figur 2 zeigt einen Windpark in einer schematischen Darstellung.
Figur 3 zeigt Diagramme von Spannungs- und Leistungsverläufen zur Veranschaulichung eines vorgeschlagenen Verfahrens. Figur 4 zeigt einige Elemente einer Windenergieanlage in einer schematischen Darstellung.
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 ange- ordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an.
Außerdem ist schematisch ein Wechselrichter 150 dargestellt, der einen Gleichspannungs- zwischenkreis 152 mit einem Gleichspannungszwischenkreiskondensator 154 sowie ein Wechselrichterschaltmodul 156 zum Erzeugen eines dreiphasigen Wechselstroms auf- weist. Dem Wechselrichterschaltmodul 156 kann ein Drosselmodul 158 nachgeschaltet sein, das ebenfalls als Teil des Wechselrichters 150 angesehen werden kann.
Außerdem ist eine Chopperschaltung 160 vorgesehen, die an den Gleichspannungszwi- schenkreis 152 angeschlossen ist und im Wesentlichen ein Chopperschaltmodul 162 und einen Chopperwiderstand 164 aufweist. Auch diese Chopperschaltung 160 kann als Teil des Wechselrichters 150 angesehen werden.
Zum Ansteuern des Wechselrichters 150 ist eine Steuereinrichtung 166 vorgesehen, die besonders das Wechselrichterschaltmodul 156 ansteuert, was durch einen Doppelpfeil zum Wechselrichterschaltmodul 156 angedeutet ist. Die Steuereinrichtung 166 steuert ebenfalls die Chopperschaltung 160, nämlich insbesondere das Chopperschaltmodul 162 an. Das kann mittelbar über das Wechselrichterschaltmodul 156 erfolgen, was durch einen entsprechenden Doppelpfeil zwischen dem Wechselrichterschaltmodul 156 und dem Chopperschaltmodul 162 angedeutet ist. Besonders kann das Steuern der Chopperschaltung 160 bzw. des Chopperschaltmoduls 162 von einer erfassten Zwischenkreisspannung UDC abhängen, die wiederum von dem Wechselrichterschaltmodul 156 erfasst wird oder dort auch verwendet wird. Alternativ kann die Steuereinrichtung 166 das Chopperschaltmodul 162 unmittelbar ansteuern.
Das Chopperschaltmodul 162 arbeitet nun so, dass es über ein Pulsmuster Leistung aus dem Gleichspannungszwischenkreis 152 abführt. Dabei entsteht ein gepulster Ableitstrom ΪA, der in dem Chopperwiderstand 164 zu einer Erwärmung führt, wodurch dort Energie aus dem Gleichspannungszwischenkreis als Wärme abgegeben wird.
Diese Ansteuerung der Chopperschaltung 160 und damit des Chopperschaltmoduls 162 kann in Abhängigkeit einer Netzspannung UG, einem Arbeitspunkt der Windenergieanlage 100 und/oder aktuellen Einstellungen des Wechselrichters 150, insbesondere des Wechselrichterschaltmoduls 156 erfolgen. Entsprechend verarbeitet die Steuereinrichtung 166 dafür notwendige Informationen. Die Netzspannung UG kann dafür an einer Primärseite eines Netztransformators 168 erfasst werden, überden in das elektrische Versorgungsnetz 170 eingespeist wird. Die Netzspannung UG müsste bei der gezeigten Verschaltung noch umgerechnet werden, könnte alternativ aber auch an einer Sekundärseite des Netztransformators 168 erfasst werden.
Über die Erfassung der Netzspannung UG kann ein Spannungseinbruch im elektrischen Versorgungsnetz 170 erkannt werden und damit ein Netzfehler erkannt werden. Davon abhängig kann die Steuereinrichtung 166 arbeiten und dann auch bei Bedarf die Chopper- Schaltung 160 ansteuern.
Zum Erfassen eines Arbeitspunkts der Windenergieanlage 100 können entsprechende Informationen von der Windenergieanlage erhalten werden, was über den Zustandsvektor x angedeutet werden soll. Dazu können beispielsweise Drehzahl, Blattwinkel und eine eingestellte Erregerleistung des Generators der Windenergieanlage gehören, um nur einige Beispiele zu nennen. Tatsächlich ist natürlich der Wechselrichter 150 selbst auch als Teil der Windenergieanlage 100 zu verstehen und seine Informationen, wie beispielsweise die jeweils aktuell abgegebene Wirkleistung und aktuell abgegebene Blindleistung, können somit auch berücksichtigt werden. Das ist durch einen entsprechenden Doppelpfeil zwischen der Steuereinrichtung 166 und dem Wechselrichterschaltmodul 156 angedeutet. 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 1 16 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 1 18, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Figur 2 ist nur eine vereinfachte Darstellung eines Windparks 1 12, in dem beispielsweise das Parknetz 1 14 anders gestaltet sein kann, in dem beispiels- weise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Zum Steuern des Windparks kann eine zentrale Parksteuereinrichtung 180 vorgesehen sein, die die einzelnen Windenergieanlagen 100 ansteuern kann und von diesen Windenergieanlagen auch Informationen erhalten kann. Außerdem kann die zentrale Parksteuereinrichtung 180 gemäß einer Ausführungsform eine Netzspannung UG des elektrischen Versorgungsnetzes 120 erfassen. Das elektrische Versorgungsnetz 120 kann dem elektrischen Versorgungsnetz 170 der Figur 1 entsprechen. Die Netzspannung UG kann die zentrale Parksteuereinrichtung 180 alternativ oder ergänzend auch von wenigstens einer der Windenergieanlagen 100 erhalten. Zur Veranschaulichung einer Ausführungsform ist in Figur 2 eine gemeinsame Wechselrichtereinrichtung 182 vorgesehen, die als zentraler Wechselrichter für den Windpark 1 12 arbeiten kann. Diese gemeinsame Wechselrichtereinrichtung 182 ist gestrichelt dargestellt, um zu verdeutlichen, dass dies eine Option ist. Wird diese Option gewählt, so kann vorgesehen sein, dass entgegen der Darstellung der Figur 2 elektrische Leistung der gemeinsa- men Wechselrichtereinrichtung 182 von den einzelnen Windenergieanlagen 100 nicht als dreiphasiger Wechselstrom zugeführt wird, sondern durch ein Gleichspannungs- bzw. Gleichstromnetz. Die gemeinsame Wechselrichtereinrichtung 182 kann dann das Wechselrichten dieser so insgesamt empfangenen Leistung durchführen.
Auch diese gemeinsame Wechselrichtereinrichtung 182 kann ebenfalls durch die zentrale Parksteuereinrichtung 180 gesteuert werden und auch Informationen an diese zentrale Parksteuereinrichtung 180 übertragen, was durch einen gestrichelt dargestellten Doppelpfeil angedeutet ist. Eine vorgeschlagene Begrenzung einer Zwischenkreisspannung kann in dieser gemeinsamen Wechselrichtereinrichtung 182 durchgeführt werden, sodass auch dort eine entsprechende Chopperschaltung vorgesehen ist. Alternativ kann auch bei Verwendung dieser oder einer anderen gemeinsamen Wechselrichtereinrichtung 182 vorgesehen sein, dass das Wechselrichten zwar in der gemeinsamen Wechselrichtereinrichtung 182 durchgeführt wird, das Ansteuern einer oder mehrerer Chopperschaltungen allerdings in den einzelnen Windenergieanlagen durchgeführt wird. Dies kann von derzentralen Parksteuereinrichtung 180 koordiniert werden.
Figur 3 zeigt drei einzelne Diagramme A, B und C, denen dieselbe Zeitachse zugrunde liegt. Damit soll veranschaulicht und erläutert werden, welcher Zusammenhang zwischen den Funktionen besteht, die in den Diagrammen dargestellt sind.
Das oberste Diagramm A zeigt einen Verlauf einer Netzspannung UG. Diese Netzspannung UG weist idealerweise den Wert der Netznennspannung UN auf. Der Verlauf dieser Netzspannung UG ist exemplarisch für einen Fehlerfall schematisch dargestellt, wobei die durchgezogene Linie einen tatsächlichen, erfassten Verlauf der Netzspannung UG darstellt. Der Einfachheit halber werden in den Darstellungen der Figur 3 Messungenauigkeiten, einschließlich Messverzögerungen, nicht dargestellt und damit nicht thematisiert.
In dem Diagramm A ist außerdem durch eine waagerechte gestrichelte Linie ein Unterspannungswert Um angezeigt, den die Netzspannung UG nicht unterschreiten soll. Unter- schreitet sie diesen Wert dennoch, so wird von einem Netzfehler aufgrund eines erkannten Spannungseinbruchs ausgegangen.
Ein solcher Netzfehler, bei dem die Netzspannung UG unter den Unterspannungswert Um abfällt, tritt zum Zeitpunkt ti auf und kennzeichnet damit einen Netzfehleranfang. Zum Zeitpunkt t2 steigt die Netzspannung UG wieder über den Unterspannungswert Um an und das kennzeichnet das Netzfehlerende.
Es wird wiederholt, dass diese Diagramme in der Figur 3 schematischer Natur sind und insbesondere die Netzspannung besonders im Bereich zwischen ti und t2 auch beispielsweise schwanken kann. Der Zeitpunkt t2 kennzeichnet das Netzfehlerende, weil die Netzspannung UG den Unterspannungswert Um wieder überschreitet. Gleichwohl kann dann das elektrische Versorgungsnetz aber noch recht instabil sein und es können noch Nachwirkungen des Netzfehlers vorhanden sein, wie beispielsweise vom Netz getrennte Verbraucher oder vom Netz getrennte Einspeiser oder überhaupt Verbraucher und Einspeiser, die noch erst wieder hochgefahren werden müssen, um nur ein paar Beispiele zu nennen. Grundsätzlich wird aber davon ausgegangen, dass zum Zeitpunkt t3 das elektrische Versorgungsnetz sich wieder gut stabilisiert hat.
Das Diagramm A zeigt insoweit auch nur ein Beispiel eines möglichen Netzfehlers eines Spannungseinbruchs, bei dem die Netzspannung UG auf einen geringeren Wert abfällt. Es kommt aber auch in Betracht, dass die Netzspannung auf einen ganz kleinen Wert oder sogar auf null abfällt. Das hat natürlich auch Auswirkungen auf die mögliche eingespeiste Leistung und insoweit bezieht sich auch die nachfolgend noch erläuterte Darstellung des Diagramms C mit den dort gezeigten Verläufen gemäß durchgezogener und strichpunktierter Linien auf den gezeigten Spannungseinbruch gemäß Diagramm A, bei dem die Spannung nicht auf null abfällt. Damit auch die Windenergieanlage, oder gegebenenfalls der Windpark, einen Beitrag zur Stabilisierung des Netzes leisten kann, ist ein Verlauf der eingespeisten Leistung wie gemäß Diagramm C vorgesehen. Der Verlauf der Leistung P orientiert sich dabei auch an den drei Zeitpunkten ti bis t3. Ein alternativer Verlauf ist als Line aus x-Symbolen eingezeichnet. Zum Zwecke der Darstellung wird davon ausgegangen, dass die aus dem Wind erzeugbare Leistung für die Zeitdauer der Darstellung der Diagramme der Figur 3 im Wesentlichen gleichbleibt und etwaige Schwankungen bei der Darstellung vernachlässigt werden können. Daher können auch gezeigte maximale Leistungen gehalten werden.
Jedenfalls zeigt das Diagramm C die an das elektrische Versorgungsnetz von der Wind- energieanlage bzw. gemäß einer anderen Ausführungsform von dem Windpark abgegebene Leistung P. Diese weist zu Beginn der Darstellung die Anfangsleistung PA auf. Diese Anfangsleistung PA ist dann zur Orientierung als gestrichelte waagerechte Linie eingezeichnet. Die tatsächlich eingespeiste Leistung P weist somit den Wert PA auf. Die kleine, am Anfang des Diagramms gezeigte Abweichung zwischen der waagerechten gestrichelten Linie für PA und der durchgezogenen Linie für P dient nur der besseren Übersichtlichkeit. Tatsächlich sollen diese beiden Leistungen, soweit technisch realisierbar, identisch sein, was auch für den Bereich nach dem dritten Zeitpunkt t3 gilt.
Zum Zeitpunkt ti, also bei Netzfehleranfang, wird die Leistung auf den Wert einer Begrenzungsleistung PB reduziert. Diese Begrenzungsleistung PB ist als strichpunktierte Linie eingezeichnet und verläuft zunächst zwischen den Zeitpunkten ti und t2 waagerecht, nämlich während der Dauer des Netzfehlers. Ab Netzfehlerende zum Zeitpunkt t2 steigt dieser Ver- lauf der Begrenzungsleistung PB über eine vorgegebene Flanke bis auf den Wert der Anfangsleistung PA zum Zeitpunkt t3 an. Auch die strichpunktierte Linie der Begrenzungsleistung PB ist nur aus Gründen der Darstellung oberhalb der durchgezogenen Linie der Leistung P dargestellt. Idealerweise sollen diese beiden Verläufe zusammenfallen.
Jedenfalls weist die eingespeiste Leistung P vordem Netzfehler den Wert der Anfangsleis- tung PA auf, wird dann bei Fehleranfang zum Zeitpunkt ti durch die Vorgabe der Begrenzungsleistung PB auf eben diesen Wert der Begrenzungsleistung PB ZU dem Zeitpunkt her- untergesteuert und auf diesem niedrigen Wert bis zum Netzfehlerende zum Zeitpunkt t2 gehalten. Dann wird die abgegebene Leistung P durch den ansteigenden Verlauf der Begrenzungsleistung PB langsam auf den Wert der Anfangsleistung vor dem Netzfehler zu- rückgesteuert.
Grundsätzlich besteht die Gefahr, dass bei diesen Leistungsänderungen, besonders auch zum Netzfehlerende zum Zeitpunkt t2 die eingespeiste Leistung P zum Überschwingen neigen kann. Das kann besonders durch den plötzlichen Spannungsanstieg zum Zeitpunkt t2, also zum Netzfehlerende, der Netzspannung UG aufgrund der Dynamik des Systems be- günstigt werden. Obwohl es Situationen gibt, in denen ein solches Überschwingen der Leistung nach dem Netzfehlerende über einen Wert der Anfangsleistung PA vorgeschlagen wird, kann das in manchen Situationen unerwünscht sein und daher wird hier vorgeschlagen, die eingespeiste Leistung P auch und besonders zum Ende des Netzfehlers und danach ohne Überschwingen einzuspeisen. Um das zu erreichen, wird eine besondere Steu- erung der Zwischenkreisspannung vorgeschlagen, was Diagramm B veranschaulichen soll. Das Diagramm B zeigt somit den Verlauf einer Zwischenkreisspannung UDC eines Gleich- spannungszwischenkreises eines Wechselrichters einer Windenergieanlage oder auch eines Windparks. Der Gleichspannungszwischenkreis kann auch mit mehreren Wechselrichtern gekoppelt sein. In Diagramm B zeigt die durchgezogene Linie den entsprechenden Spannungsverlauf als steuerungstechnisch geforderte bzw. vorgegebene Zwischenkreisspannung UDCR. Zur Vereinfachung wird hier davon ausgegangen, dass sich die Zwischenkreisspannung UDC tatsächlich so einstellt wie durch die vorgegebene Zwischenkreisspannung UDCR gefordert ist.
Es wird auch darauf hingewiesen, dass an der Ordinate des Diagramms B angedeutet ist, dass diese unterbrochen ist, also bei tatsächlicher Darstellung deutlich länger wäre. Mit anderen Worten sind die in Diagramm B gezeigten Spannungsvariationen im Vergleich zur gesamten Amplitude der Zwischenkreisspannung vergleichsweise gering.
Zu Beginn der Darstellung, wenn der Netzfehler also noch nicht eingetreten ist, wird eine Zwischenkreisspannung UDCR in Abhängigkeit des Arbeitspunkts der Windenergieanlage vorgegeben. Das kann hier besonders bedeuten, dass dies in Abhängigkeit der Netzspannung, der Impedanz einer Netzdrossel, wie der Netzdrossel 158 der Figur 1 , und in Abhängigkeit des Phasenwinkels und der Amplitude des einzuspeisenden Stroms erfolgt. Die Zwischenkreisspannung UDC kann dann besonders durch einen vorgelagerten Hochsetzsteller, oder alternativ durch einen aktiven Gleichrichter, die beide zwischen einem Gene- rator und dem Gleichspannungszwischenkreis liegen, gesteuert werden. Außerdem kann sie auch durch das Einspeisen, also durch ein Wechselrichterschaltmodul, wie das Wechselrichterschaltmodul 156 der Figur 1 , gesteuert werden. Außerdem kann sie durch die Chopperschaltung, wie beispielsweise durch die Chopperschaltung 160 der Figur 1 , gesteuert werden. Idealerweise, bzw. insbesondere in einem sogenannten Netzparallelbe- trieb, wird aber vorgeschlagen, dass die Chopperschaltung die Zwischenkreisspannung nur im Ausnahmefall steuert, denn wenn die Chopperschaltung anspricht, wird Leistung verbraucht, nämlich ansonsten ungenutzt in Wärme umgewandelt. Es kann aber Situationen geben, in denen die Chopperschaltung steuernd eingreift und ein solcher Fall wird für den in Figur 3 veranschaulichten Netzfehler vorgeschlagen. Zum Steuern der Chopperschaltung wird eine untere Grenzspannung UDCU und eine obere Grenzspannung UDCL2 vorgegeben. In dem Diagramm B ist die untere Grenzspannung UDCLI als strichpunktierte Linie eingezeichnet und die obere Grenzspannung UDCL2 als einfach gestrichelte Linie. Sie weisen einen veränderbaren Bandabstand AUDCL zueinander auf. Dieser Bandabstand ist vor dem Netzfehler vergleichsweise groß und hat folgenden technischen Zweck. Erreicht die Zwischenkreisspannung UDC die untere Grenzspannung UDCLI , SO fängt die Chopperschaltung an, wenig Leistung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abzuführen. Das Schaltmuster ist dann also so, dass ein Chopperschalter, der als Halbleiterschalter ausgeführt ist, vergleichsweise kurz geschlossen und vergleichsweise lange geöffnet ist. Es gibt also kurze Stromspitzen, um entsprechend wenig Leistung abzuführen. Je hö- her die Zwischenkreisspannung UDC aber steigt, je stärker sie sich also der oberen Grenzspannung UDCL2 nähert, umso mehr Leistung wird von der Chopperschaltung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abgeführt. Die Strompulse werden dann also immer breiter und die Pausen zwischen den Strompulsen immer schmaler. Erreicht die Zwischenkreisspannung die obere Grenzspannung, wird die Chopperschaltung dann so gesteuert, dass sie maximale Leistung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abführt.
Für den dargestellten Bereich vor dem Netzfehler sollte es dabei möglichst so sein, dass die Zwischenkreisspannung die untere Grenzspannung UDCLI gar nicht erreicht oder zumindest nicht überschreitet. Möglichst sollte die Zwischenkreisspannung in diesem Bereich nur durch das Wechselrichterschaltmodul, also durch die eingespeiste Leistung, und durch den genannten Hochsetzsteller bzw. aktiven Gleichrichter gesteuert werden. Sollte die Zwischenkreisspannung dennoch die untere Grenzspannung UDCLI überschreiten, so kann die Chopperschaltung zusätzlich einem solchen zu hohen Spannungswert entgegenwirken. Steigt die Zwischenkreisspannung dennoch weiter an, kann die Chopperschaltung diesem entsprechend mit steigender Zwischenkreisspannung immer stärker entgegenwirken. Tritt nun der Netzfehler zum Zeitpunkt ti ein, wird aber dieser Bandabstand AUDCL sofort verringert, idealerweise auf einen sehr kleinen Wert oder sogar auf den Wert nahe null. Das hat zur Folge, dass dann, wenn die Zwischenkreisspannung UDC die untere Grenzspannung UDCLI überschreitet, sie auch die obere Grenzspannung UDCL2 erreicht oder überschreitet. Das hat zur Folge, dass die Chopperschaltung dann quasi sofort maximale Leis- tung aus dem Gleichspannungszwischenkreis abführt. Genau das ist auch gewollt und in diesem Fehlerfall kommt es dann nicht mehr darauf an, möglichst viel Leistung wie im Netzparallelbetrieb in das elektrische Versorgungsnetz einzuspeisen, sondern besonders gut zu einer Netzstabilisierung beizutragen. Es wurde erkannt, dass das durch die vorgeschlagene Ansteuerung der Chopperschaltung erreicht werden kann. Die eingespeiste Leistung P kann dadurch besser gesteuert werden. Es ist besonders zu beachten, dass durch dieses Reduzieren des Bandabstandes AUDCL die eingespeiste Wirkleistung P auch auf einen geringeren Wert gesteuert werden kann, wie dies zurZeit des Netzfehlers zwischen den Zeitpunkten ti und t2 in Diagramm C gezeigt wird. Es ist dabei zu beachten, dass es nicht unbedingt darauf ankommt, für die gezeigte Leistungsreduzierung auch die Zwischenkreisspannung zu reduzieren. Vielmehr wurde er- kannt, dass eine besonders stabile Zwischenkreisspannung trotz stark variierender weiterer Umstände, wie die schnelle Veränderung der Netzspannung UG, auch das Stabilisieren einer geringen eingespeisten Leistung begünstigen kann. Eine vergleichsweise hohe Zwischenkreisspannung kann dabei das Einspeisen der Leistung besser steuerbar machen.
Daher wird in der in Figur 3 gezeigten Variante die vorgegebene Zwischenkreisspannung UDCR auch zum Zeitpunkt ti , also zum Netzfehleranfang, auf einen höheren Wert angehoben, nämlich auf den Wert einer Zwischenkreisfehlerspannung UDCF. Das wird besonders dann vorgeschlagen, wenn die zuvor vorgegebene Zwischenkreisspannung UDCR aufgrund der arbeitspunktabhängigen Einstellungen eher einen geringeren Wert angenommen hat. Dieser geringere Wert kann beispielsweise 550V oder 630 V betragen, der dann im Netz- fehlerfall auf einen Wert von 680 V als Zwischenkreisfehlerspannung angehoben wird. War aber der Wert der vorgegebenen Zwischenkreisspannung aufgrund des Arbeitspunktes vor dem Fehler vergleichsweise hoch, betrug er beispielsweise 700 V, so wird ein solcher hoher Wert beibehalten und nicht auf den beispielhaft genannten Wert der Zwischenkreisfehlerspannung UDCF von 680 V abgesenkt. Der vorgegebene Wert für die Zwischenkreisspan- nung wird somit bei Beginn des Netzfehlers entweder angehoben, wenn er vorher vergleichsweise gering war, oder in seiner Höhe beibehalten.
Dem liegt die Überlegung zugrunde, dass eine adäquate Ermittlung eines idealen Wertes für eine Zwischenkreisspannung im Netzfehlerfall, wenn der Netzfehler also gerade vorliegt, kaum möglich ist. Es muss also zu Beginn des Netzfehlers sofort ein praktikabler Wert eingestellt werden. Dazu wurde erkannt, dass einerseits der vor dem Netzfehler ermittelte Wert der vorgegebenen Zwischenkreisspannung UDCR eine Orientierung geben kann und außerdem der Wert der Zwischenkreisspannung im Fehlerfall nicht zu niedrig liegen sollte, um bei der Leistungseinspeisung im Fehlerfall möglichst keine Regelreserven aufzugeben.
Ist der Netzfehler nun beendet, zumindest insoweit als dass die Netzspannung UG den vorgegebenen Unterspannungswert Um wieder überschritten hat, so sollte nun in einer stabilen Art und Weise wieder Normalbetrieb hergestellt werden. Dazu sieht die Steuerung der Zwischenkreisspannung UDC vor, ab dem Netzfehlerende, also ab dem Zeitpunkt den Bandabstand AUDCL langsam zu erhöhen. Dazu kann die untere Spannungsgrenze UDCLI mit einer Flanke allmählich bis zum Zeitpunkt t3 abfallen, während die obere Spannungsgrenze UDCL2 ebenfalls und zeitgleich bis zum Zeitpunkt t3 allmählich ansteigt. Damit geht einher, dass auch die vorgegebene Zwischenkreisspannung UDCR vom Netzfehlerende bis zum Zeitpunkt t3 allmählich auf ihren alten Wert vor dem Netzfehler zurückfällt. Dann, also zum Zeitpunkt t3, wird davon ausgegangen, dass sich das elektrische Versorgungsnetz von dem Netzfehler im Wesentlichen erholt hat. Deswegen wird der Zeitraum zwischen dem Netzfehlerende zum Zeitpunkt t2 und dem späteren Zeitpunkt t3 als Erho- lungszeitraum TD bezeichnet. Bereits im Erholungszeitraum TD, spätestens ab dem Zeitpunkt t3, wird dann davon ausgegangen, dass die Chopperschaltung kaum noch arbeitet, allenfalls wenig Leistung aus dem Zwischenkreis abführt, idealerweise keine Leistung aus dem Zwischenkreis mehr abführt. Wie Diagramm C zeigt, hat dann die eingespeiste Leistung P auch wieder ihren Anfangswert PA erreicht. In dem Diagramm B sind während des Netzfehlers, also zwischen den Zeitpunkten ti und t2, die obere Grenzspannung UDCL2, die untere Grenzspannung UDCLI und die vorgegebene Zwischenkreisspannung UDCR nah bei einander. Wenn UDCLI und UDCL2 zusammen fallen, dann wird 100% gechoppert, sobald die Spannung UDCLI erreicht oder überschreitet wird. Idealerweise wird ein kleiner Abstand zwischen UDCLI und UDCL2 vorgeschlagen. Die in Diagramm B zwischen den Zeiten ti und t2 gezeigten Abstände der drei Linien sind sehr klein und darstellungsbedingt so gewählt, dass dieser Abstand auch erkennbar ist, um auch dort die drei Linien unterscheiden zu können.
Im Bereich vor dem Netzfehler, also vor dem Zeitpunkt ti und nach dem Netzfehler, also nach dem Zeitpunkt t2, unterscheiden sich aber die obere Grenzspannung UDCL2 und die untere Grenzspannung UDCLI deutlicher. Ebenfalls ist in diesen Bereichen ein kleiner Un- terschied zwischen der unteren Grenzspannung UDCU und der vorgegebenen Grenzspannung UDCR gezeigt. Gemäß einer Ausführungsform können diese beiden Verläufe allerdings zusammenfallen und die vorgegebene Grenzspannung UDCR kann für diesen Fall optional über die untere Grenzspannung UDCU vorgegeben werden. Vorzugsweise liegt UDCU etwas höher als UDCR.
In Diagramm C der Figur 3 ist als weitere Alternative ein Leistungsverlauf mit P* dargestellt, der zu Beginn des Netzfehlers auf null abfällt, aber zum Ende des Netzfehlers zum Zeitpunkt t2 ebenfalls wieder auf den Wert der Anfangsleistung zurückgesteuert wird. Dieser Verlauf ist mit x-Symbolen gekennzeichnet. Für diese Variante ist ebenfalls der Verlauf einer Blindleistung Q* dargestellt. Auch die Blindleistung fällt hier zum Beginn des Netzfehlers ti auf null ab, steigt dann aber ab Netzfehlerende zum Zeitpunkt t2 bis zum Zeitpunkt t3 auf den alten Blindleistungswert wieder an. Auch diese Variante kann mit einer Zwischenkreissteuerung realisiert werden, wie sie in Diagramm B veranschaulicht ist.
Figur 4 zeigt zu einer Windenergieanlage 400 einen Rotor 406 mit in ihrem Blattwinkel verstellbaren Rotorblättern 408. Der Rotor 406 ist mit einem Generator 430 gekoppelt, der hier als sechsphasiger Synchrongenerator mit Fremderregung ausgebildet ist. Somit erzeugt der Generator 430 einen sechsphasigen Statorstrom an seinem Generatorausgang 432, der mittels eines Gleichrichters 434 gleichgerichtet und auf einen unteren Gleichspan- nungszwischenkreis 436 gegeben wird. Von diesem unteren Gleichspannungszwischen- kreis 436 kann auch ein Erregersteller 438 versorgt werden, um einen Erregerstrom für den fremderregten Synchrongenerator 430 bereitzustellen.
An den unteren Gleichspannungszwischenkreis 436 schließt sich ein Hochsetzsteller 440 an, der die Spannung des unteren Gleichspannungszwischenkreises 436 auf eine höhere Spannung in einem sich anschließenden oberen Gleichspannungszwischenkreis 442 an- hebt. Der obere Gleichspannungszwischenkreis 442 der Figur 4 kann dem Gleichspannungszwischenkreis 152 der Figur 1 entsprechen. Der untere Gleichspannungszwischenkreis 436 kann beispielsweise in der Gondel 104 der Windenergieanlage 100 der Figur 1 angeordnet sein. Der obere Gleichspannungszwischenkreis 442 weist ebenfalls eine Chopperschaltung 444 auf, die wie die Chopperschaltung 160 der Figur 1 aufgebaut sein kann. Zum Wechselrichten ist ein Wechselrichterschaltmodul 446 vorgesehen, das einen dreiphasigen Wechselstrom bzw. eine dreiphasige Wechselspannung ausgibt und über einen Netzfilter 448 führt, der eine entsprechende Netzdrossel beinhaltet. Schließlich ist ein Netztransformator 468 vorgesehen, der dem Netztransformator 168 der Figur 1 entsprechen kann und eine Stellvorrichtung beinhalten kann, also als Stelltransformator ausgebildet sein kann. Das Ergebnis wird dann in das elektrische Versorgungsnetz 470 eingespeist, das dem elektrischen Versorgungsnetz 170 der Figur 1 oder 120 der Figur 2 entsprechen kann. Vorzugsweise speisen Windenergieanlagen mit einem modularen Vollumrichterkonzept die aus dem Wind erzeugte Leistung in das Energiesystem ein, also in ein elektrisches Versorgungsnetz. Dabei stellt sich eine arbeitspunktabhängige Gleichrichterzwischen- kreisspannung UDI ein. Diese kann also am unteren Gleichspannungszwischenkreis 436 der Figur 4 anliegen. Die für den Einspeisebetrieb notwendige Zwischenkreisspannung UD2 wird, sofern das notwendig ist, über ein Hochsetzstellermodul auf das notwendige Niveau erhöht. Dies kann der Hochsetzsteller 440 gemäß Figur 4 beispielsweise durchführen. Eine Notwendigkeit für das Anhaben der Spannung durch diesen Hochsetzsteller 440 ergibt sich besonders dann, wenn vergleichsweise wenig Leistung dem Wind zu entnehmen ist, wenn die Windenergie- anlage, und damit der Generator, also nicht unter Volllast arbeitet.
Die notwendige Zwischenkreisspannung UD2, die der Zwischenkreisspannung UDC gemäß Figur 1 entspricht, ist besonders abhängig von der Netzspannung UG, der Impedanz der Netzdrossel, also insbesondere auch der Impedanz des Filters 448 der Figur 4, und sowohl des Phasenwinkels als auch der Amplitude des einzuspeisenden Stroms. Von dem Filter 448 ist besonders die Netzdrossel relevant und die Kapazität kann vernachlässigt werden, so dass in der Fig.1 nur die Netzdrossel 158 gezeigt ist.
Diese notwendige Zwischenkreisspannung wird auf Grundlage von Sollwerten für jeden Arbeitspunkt online berechnet und entsprechend nachgeführt. Es kann also der Arbeitspunkt erfasst werden, hier wird aber vorgeschlagen, die Sollwerte für den Arbeitspunkt zu verwenden. Bei einem Netzfehler wird etwaige überschüssige Energie aus dem Gleichspannungszwi- schenkreis im Chopperwiderstand in Wärme umgesetzt. Am Ausgang des Wechselrichters stellt sich ein Strom ein, der von der Einspeisestrategie und der Parametrierung abhängig ist. Dieser Strom am Ausgang des Wechselrichters braucht also nicht sämtliche Leistung einzuspeisen, sondern nur diejenige Leistung, die aufgrund des gewählten oder vorgegebenen Konzeptes auch eingespeist werden soll. Der Rest wird mittels der Chopperschaltung aus dem Zwischenkreis abgeführt und in dem Chopperwiderstand in Wärme umgesetzt, der natürlich auch als Widerstandsbank realisiert sein kann.
Hier wird besonders vorgeschlagen, nach Beendigung eines Netzfehlers auf den optimalen Arbeitspunkt zurückzufahren, ohne dass ein Überschwingen am Ausgang des Wechselrichters sichtbar wird, nämlich ohne dass die eingespeiste Leistung überschwingt.
Die vorgeschlagene Erfindung ist besonders zum Anschluss an weiche Netze vorgesehen, die ansonsten mit Überspannung auf einen Leistungsüberschwinger am Ausgang des Wechselrichters reagieren würden. Ein solcher Überschwinger der Leistung und damit ein Überschwingen der Spannung des weichen Netzes, also des elektrischen Versorgungsnetzes, das eingespeist wird, wird vermieden.

Claims

Ansprüche
1 . Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein eine Netzspannung (UG ) aufweisendes elektrisches Versorgungsnetz (170) mittels wenigstens einer Windenergieanlage (100), wobei die Wndenergieanlage (100) zum Einspeisen der elektrischen Leistung einen Wechselrichter (150) aufweist mit einem eine Zwischenkreisspannung (UDC) aufweisenden Gleich- spannungszwischenkreis (152, 442) und einer an den Gleichspannungszwischenkreis (152) angeschlossenen Chopperschaltung (160, 444) zum Abführen elektrischer Energie aus dem Gleichspannungszwischenkreis (152), umfassend die Schritte:
Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (170, 470) mittels des Wechselrichters in einem Normalbetrieb, wenn kein Netzfehler des elektrischen Versorgungsnetzes erkannt wurde,
Erkennen auf einen Netzfehler, wenn die Netzspannung (UG) unter einen vorgegebenen Unterspannungswert (Um) abfällt, der insbesondere unterhalb von 90%, vorzugsweise unterhalb von 80% einer Netznennspannung (UN) liegt,
Unterbrechen des Einspeisens elektrischer Leistung oder Verringern der Einspeisung elektrischer Leistung auf ein verringertes Einspeisen in das elektrische Versorgungsnetz (170), wenn der Netzfehler erkannt wurde,
Beenden der Unterbrechung bzw. Beenden des verringerten Einspeisens, wenn ein Netzfehlerende erkannt wurde, wobei während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende die eingespeiste Leistung auf eine Begrenzungsleistung (PB) begrenzt wird und zum Begrenzen der eingespeisten Leistung auf die Begrenzungsleistung (PB) während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende die Zwischenkreisspannung in Abhängigkeit der Begrenzungsleistung (PB) mittels der Chopperschaltung begrenzt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass das Begrenzen der eingespeisten Leistung auf die Begrenzungsleistung (PB) ab dem Netzfehlerende für einen vorbestimmten Erholungszeitraum (TD) durchgeführt wird, der im Bereich von 10 ms bis 10 Sekunden liegt, insbesondere im Bereich von 50 ms bis 2 Sekunden, und dass im Erholungszeitraum die eingespeiste Leistung nicht höher liegt als unmittelbar vor dem Erkennen des Netzfehlers.
3. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Begrenzungsleistung (PB) als zeitabhängiger Leistungsverlauf vorgegeben wird, insbe- sondere mit ansteigender Flanke, um die eingespeiste Leistung nach Fehlerende auf einen Wert der eingespeisten Leistung unmittelbar vor dem Netzfehler zurückzuführen.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zum Begrenzen der Zwischenkreisspannung während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende wenigstens eine Grenzspannung in Abhängigkeit des Netzfeh- lers und/oder in Abhängigkeit der Begrenzungsleistung (PB) vorgegeben wird, und die Chopperschaltung elektrische Energie abhängig davon aus dem Gleichspan- nungszwischenkreis (152) abführt, ob die Zwischenkreisspannung die Grenzspannung erreicht oder überschreitet.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - zum Begrenzen der Zwischenkreisspannung (UDC) eine untere Grenzspannung
(UDCLI) und eine obere Grenzspannung (UDCL2) in Abhängigkeit des Netzfehlers und/oder in Abhängigkeit der Begrenzungsleistung (PB) vorgegeben werden, und die obere Grenzspannung (UDCL2) um einen veränderbaren Bandabstand (AUDCL) größer als die untere Grenzspannung (UDCLI) ist, wobei Leistung mittels der Chopperschaltung aus dem Gleichspannungszwischen- kreis (152) abgeführt wird, sobald die Zwischenkreisspannung die untere Grenzspannung (UDCU) erreicht hat, und dabei umso mehr Leistung mittels der Chopperschaltung aus dem Gleichspan- nungszwischenkreis (152) abgeführt wird, je näher die Zwischenkreisspannung an die obere Grenzspannung (UDCL2) kommt, und vor dem Netzfehler der Bandabstand einen Vorfehlerabstand aufweist, bei Erkennen des Netzfehlers der Bandabstand reduziert wird, um möglichst viel Leistung mittels der Chopperschaltung aus dem Gleichspannungszwischenkreis (152) abzuführen, sobald die Zwischenkreisspannung die untere Grenzspannung
(UDCU) erreicht hat, und/oder ab dem Netzfehlerende der Bandabstand vergrößert wird, um mittels der Chopperschaltung aus dem Gleichspannungszwischenkreis (152) abgeführte Leistung zu verringern, wobei insbesondere - der Bandabstand kontinuierlich vergrößert wird, der Bandabstand innerhalb eines bzw. des Erholungszeitraums kontinuierlich vergrößert wird, und/oder der Bandabstand bis zum Vorfehlerabstand vergrößert wird.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - zum Einspeisen im Normalbetrieb für die Zwischenkreisspannung eine Zwischenkreisarbeitsspannung (UDCR) in Abhängigkeit eines Arbeitspunktes der Windenergieanlage (100) bestimmt wird, beim Erkennen des Netzfehlers für die Zwischenkreisspannung (UDC) eine Zwischenkreisfehlerspannung (UDCF) in Abhängigkeit der zuvor bestimmten Zwischenkreisarbeitsspannung bestimmt wird, insbesondere so, dass die Zwischenkreisfehlerspannung auf eine vorbestimmte Zwischenkreisfeh- lerspannung gesetzt wird, wenn die zuvor bestimmte Zwischenkreisarbeitsspannung niedriger ist als die vorbestimmte Zwischenkreisfehlerspannung, und andernfalls die Zwischenkreisfehlerspannung auf die zuvor bestimmte Zwischenkreisarbeitsspannung gesetzt wird, und - eine bzw. die Grenzspannung oder die obere Grenzspannung (UDCL2) beim Erkennen des Netzfehlers auf den Wert der Zwischenkreisfehlerspannung gesetzt wird, um dadurch die Zwischenkreisspannung mittels der Chopperschaltung auf den Wert der Zwischenkreisfehlerspannung zu steuern und/oder ab Netzfehlerende die Zwischenkreisfehlerspannung erhöht wird, insbesondere kon- tinuierlich erhöht wird und die Grenzspannung bzw. die obere Grenzspannung
(UDCL2) erhöht wird, insbesondere kontinuierlich erhöht wird.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ab dem Netzfehlerende die eingespeiste Leistung auf einen Einspeisewert im Normalbetrieb zurückgeführt wird, insbesondere über einen monoton steigenden Leistungsverlauf auf den Einspeisewert im Normalbetrieb zurückgeführt wird.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Begrenzung der Zwischenkreisspannung zusätzlich in Abhängigkeit eingespeister Blindleistung gesteuert wird und/oder die Begrenzung der Zwischenkreisspannung ab dem Netzfehlerende mit einem vorbestimmbaren zeitlichen Anstieg erhöht wird, und/oder die Begrenzung der Zwischenkreisspannung ab dem Netzfehlerende erst nach einer vorbestimmbaren Wartezeit erhöht wird.
9. Windenergieanlage (100) zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein eine Netzspannung (UG) aufweisendes elektrisches Versorgungsnetz (170), und die Windenergieanlage (100) umfasst wenigstens einen Wechselrichter (150) zum Einspeisen der elektrischen Leistung, mit - einem eine Zwischenkreisspannung aufweisenden Gleichspannungszwi- schenkreis (152) und einer an den Gleichspannungszwischenkreis (152) angeschlossenen Chopperschaltung zum Abführen elektrischer Energie aus dem Gleichspannungszwischenkreis (152), und - eine Steuereinrichtung (166) zum Steuern des wenigstens einen Wechselrichters und die Steuereinrichtung (166) ist dazu vorbereitet, das Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (170) mittels des Wechselrichters in einem Normalbetrieb zu steuern, wenn kein Netzfehler des elektrischen Versorgungsnetzes erkannt wurde, - auf einen Netzfehler zu erkennen, wenn die Netzspannung (UG) unter einen vorgegebenen Unterspannungswert abfällt, der insbesondere unterhalb von 90%, insbesondere unterhalb von 80% einer Netznennspannung liegt, das Einspeisen zu unterbrechen oder auf eine verringerte Einspeisung zu verringern, wenn der Netzfehler erkannt wurde, das Unterbrechen des Einspeisens bzw. das verringerte Einspeisen zu beenden, wenn ein Netzfehlerende erkannt wurde, wobei die Steuereinrichtung (166) dazu vorbereitet ist, das Steuern so durchzuführen, dass während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende die eingespeiste Leistung auf eine Begrenzungsleistung (PB) begrenzt wird und zum Begrenzen der eingespeisten Leistung auf die Begrenzungsleistung (PB) während des Netzfehlers und/oder ab dem Netzfehlerende die Zwischenkreisspannung in Abhängigkeit der Begrenzungsleistung (PB) mittels der Chopperschaltung begrenzt wird.
10. Windenergieanlage (100) nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass sie dazu vorbereitet ist, insbesondere, dass die Steuereinrichtung (166) dazu vorbereitet ist, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8 auszuführen.
1 1 . Wndpark (1 12) mit mehreren Windenergieanlagen, wobei der Wndpark (1 12), insbesondere eine zentrale Parksteuereinrichtung (180) des Windparks (1 12), dazu vorberei- tet ist, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8 auszuführen, wobei der Wndpark (1 12) insbesondere eine gemeinsame Wechselrichtereinrichtung (182) aufweist.
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