Verfahren sowie Stabilisierungsregler zum Betreiben eines Inselnetzes
Der Gegenstand betrifft ein Verfahren zum Betreiben eines Inselnetzes, insbesondere eines Inselnetzes eines Windparks, insbesondere eines Offshore Windparks. Darüber hinaus betrifft der Gegenstand einen Stabilisierungsregler, eingerichtet zum Durchführen des Verfahrens.
Im Bereich der Windkraftanlagen, jedoch auch in anderen Anlagen mit Erzeugungseinrichtungen, ist in der Regel eine stabile Netzfrequenz und -Spannung notwendig, um die Teilnehmer betreiben zu können. Insbesondere die Wechselrichter, welche die Erzeugungseinrichtung mit dem Versorgungsnetz verbinden, verlangen häufig eine von außen aufgeprägte Netzfrequenz und - Spannung, um elektrische Leistung in das Versorgungsnetz einspeiseh zu können. Im Verbund können elektrische Erzeuger, insbesondere solche, die aus regenerativen Quellen gespeist werden, regelmäßig nur dann betrieben werden, wenn eine stabile Netzfrequenz und eine stabile Spannung vorgegeben ist.
Im Falle des Betriebes eines Inselnetzes ist dies jedoch nicht stets gegeben. Windkraftanlagen verfügen in der Regel über eine eigene Spannungsregelung. Werden mehrere Windkraftanlagen gemeinsam in einem Inselnetz betrieben, so kann es zu einem Aufschwingen der Spannungsregelungen der einzelnen Windkraftanlagen kommen, was zu erheblichen Instabilitäten führt.
Im Falle eines Blackouts, wenn das Energieversorgungsnetz wieder hochgefahren werden muss, ist es sinnvoll, die Windkraftanlagen zunächst gemeinsam im Verbund als Inselnetz hochzufahren, um dann anschließend einen Netzanschluss zu realisieren.
Darüber hinaus ist es notwendig, bei der Inbetriebnahme eines Windparks die Windkraftanlagen bei einer Minimalleistung zu betreiben. Eine solche Leistung muss
jedoch über eine Last abgeführt werden. Bei einer installierten Leistung von 100 MW muss eine Last von ca. 0-10%, beispielsweise 1 MW überschüssige Leistung aufnehmen können. Sind die Windkraftanlagen noch nicht an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen, kann eine solche Leistungsabgabe aber nicht erfolgen. Dies führt dazu, dass die Windkraftanlagen nicht in Betrieb genommen werden können. Dies ist ebenfalls, wie schon erwähnt, im Falle des Wiederanfahrens nach einem Blackout von enormer Bedeutung.
Bei der Wiederaufnahme des Betriebs, insbesondere beim ersten Netzanschluss als auch nach einem Netzausfall, müssen Verbraucher innerhalb des Inselnetzes und/oder der Windkraftanlagen betrieben werden können. Dies sind beispielsweise Motoren, Klimaanlagen, Steuercomputer und dergleichen. Diese werden von den Windkraftanlagen selbst gespeist, bieten jedoch keine Möglichkeit der zusätzlichen Lastaufnahme, so dass ebenfalls für deren Versorgung durch die Windkraftanlagen eine variable Last notwendig ist.
Aus den genannten Gründen lag dem Gegenstand die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zum Betreiben eines Teilnehmers in einem Inselnetz zur Verfügung zu stellen, bei dem das Inselnetz mit stabiler Spannung und Frequenz betrieben wird.
Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren nach Anspruch 1 und einen Stabilisierungsregler nach Anspruch 19 gelöst.
Ein Teilnehmer eines Inselnetzes kann insbesondere eine Erzeugungsanlage für elektrische Leistung sein. Dies kann insbesondere eine Anlage zur Erzeugung elektrischer Leistung aus regenerativen Quellen sein. Ein Teilnehmer kann insbesondere eine Windkraftanlage (auch Windenergieanlage oder Windturbine genannt), eine Photovoltaikanlage, eine Biogasanlage, eine KWK Anlage oder dergleichen sein. Ein Teilnehmer kann ein elektrischer Erzeuger oder eine elektrische · Last sein. Ein elektrischer Erzeuger ist dabei beispielsweise eine Photovoltaikanlage oder eine Windkraftanlage. Nachfolgend wird der Betrieb mit Verweis auf eine
Windkraftanlage beschrieben, eine analoge Anwendung auf Wechselrichter von anderen Teilnehmern damit umschlossen. Eine Last kann beispielsweise ein Betriebsmittel einer Windkraftanlage oder einer Photovoltaikanlage oder ein Verbraucher in einer Umspannstation oder dergleichen sein. Es können ein oder mehrere Teilnehmer in einem Inselnetz gemeinsam betrieben werden.
Innerhalb eines Inselnetzes wird ein Teilnehmer mit einem Stabilisierungsregler gekoppelt.
Ein Inselnetz ist insbesondere ein solches elektrisches Netz, bei dem eine Mehrzahl an Teilnehmern untereinander verbunden ist, diese jedoch darüber hinaus nicht an ein (überregionales) Energieversorgungsnetz. Ein Inselnetz kann bei einem Bau eines Windparks, insbesondere vor dem Anschluss des Windparks an das Energieversorgungsnetz betrieben werden. Auch kann ein Inselnetz nach einem Blackout (Schwarzfall) entstehen, wenn für eine zu lange Zeit eine untere Spannungsgrenze unterschritten wird. Wird ein Windpark oder eine sonstige Menge von Teilnehmer vom Energieversorgungsnetz getrennt, muss dieses Inselnetz weiter betrieben werden oder sein Betrieb muss wieder neu aufgenommen werden.
Ein Stäbilisierungsregler im inselnetz kann insbesondere einen elektrischen Speicher, insbesondere einen elektrischer Batteriespeicher sowie einen Umrichter und/oder einen Generator aufweisen. Speicher und/oder Generator können als elektrischer Einspeiser verstanden werden. Der Umrichter kann den Speicher mit dem Inselnetz elektrisch verbinden. Auch kann ein Dieselgenerator am Stabilisierungsregler vorgesehen sein. Der Stabilisierungsregler kann darüber hinaus auch eine zusätzliche Last, beispielsweise einen ohmschen Widerstand aufweisen. Der Umrichter des Stabilisierungsreglers kann über einen nachfolgend beschriebenen Spannungsregelkreis und/oder einen Phasenregelkreis angesteuert werden und eine Frequenz und/oder eine Spannung und/oder eine Phase in das Inselnetz einprägen.
Der Einspeiser wird gegenständlich bevorzugt über den Umrichter mit dem Inselnetz verbunden. Dieses Inselnetz ist trennbar mit einem überörtlichen elektrischen Versorgungsnetz verbunden. Im Falle eines Netzausfalls kann es sinnvoll sein, das Inselnetz vom Versorgungsnetz zu trennen. Beim Hochfahren der Teilnehmer (z.B. des Windparks oder des Solarparks) ist jedoch sicherzustellen, dass die für dieses Hochfahren notwendigen Verbraucher innerhalb des Inselnetzes mit ausreichend elektrischer Leistung versorgt werden. Außerdem müssen die Teilnehmer zusammen mit dem Einspeiser ein stabiles elektrisches Netz bilden und eine Sollfrequenz anstreben,
Beim Wiederaufbau des Inselnetzes und/oder zur Netzanbindung des Inselnetzesstellt der Stabilisierungsregler eine Spannung und/oder eine Frequenz und/oder eine Phase zwischen Strom und Spannung dem Inselnetz, Insbesondere an der Sammelschiene zur Verfügung, Die vorgegeben Phasenlage ist dabei aber nicht zwangsläufig eine Phasenlage zwischen Strom und Spannung, sondern kann ein fester Referenz-Phasenwinkel für das Netz sein. Dadurch kann der Einspeiser Lasten im Inselnetz versorgen. Außerdem können Netzimpedanzen zwischen der Sammelschiene und einem Teilnehmer kompensiert werden. Durch die eingeprägte Frequenz wird der Teilnehmer mit dem Stabilisierungsregler synchronisiert. Der Teilnehmer speist dann Wirkleistung in das Inselnetz ein.
Übersteigt die Wirkleistung eines Teilnehmers die Last im Inselnetz, so kann der Stabilisierungsregler als Last betrieben werden und Wirkleistung aufnehmen. Auch kann über eine entsprechende Phasenregelung bewirkt werden, dass die Teilnehmer im Motorbetrieb Wirkleistung aufnehmen. Wenn die bereits angelaufenen Teilnehmer zusammen mit dem Einspeiser die Lasten nicht mehr ausreichend speisen, können weitere Teilnehmer zugeschaltet werden. Es werden weitere Lasten und Teilnehmer sukzessive zugeschaltet, so dass das Inselnetz in einen stabilen Betrieb überführt/gehalten wird.
Um Wirkleistung in das Inselnetz einzuspeisen oder als Last aus dem Inselnetz zu beziehen, wird der Einspeiser mit dem Inselnetz über einen Stabilisierungsregler gekoppelt. Der Einspeiser kann zumindest einen elektrischen Speicher, z.B. einen Batteriespeicher und/oder einen Generator aufweisen.
Die Teilnehmer werden ihrerseits über das Inselnetz mit dem Stabilisierungsregler gekoppelt. Hierzu können an einer oder verschiedenen Sammelschienen die Leitungen der Teilnehmer zusammengeführt werden.
Um nunmehr sicherzustellen, dass das Inselnetz in einen stabilen Betrieb, insbesondere mit einer Sollfrequenz und einer Sollwirkleistung überführt werden kann, wird vorgeschlagen, dass eine Frequenzsollwert für den Stabilisierungsregler und/oder ein Phasensollwert für den Stabilisierungsregler zumindest abhängig von einer gemessenen Netzfrequenz des Inselnetzes und/oder einem Ladezustand und/oder einer Wirkleistung des Einspeisers in einem Phasenregelkreis geregelt wird. Der Stabilisierungsregler kann einen Phasenregelkreis aufweisen.
Der Phasenregelkreis kann als Führungsgröße einen Leistungssollwert, insbesondere einen Wirkleistungssollwert haben. Diese Führungsgröße kann aus einem Spannungsregelkreis mit/ohne unterlagerter Stromregelung, insbesondere einer d/q Spannungsregelung zugeführt werden. In dem Spannungsregelkreis kann ein Zwischenkreisspannungsregler vorgesehen sein. Der Zwischenkreisspanungsregler kann für die Ladezustandshaltung des Einspeisers dienen. Der Zwischenkreisspannungsregler kann einen Spannungssollwert und einen Spannungsistwert des Einspeisers nutzen.
Eine Abweichung der Führungsgröße von einem gemessenen Wirkleistungsistwert kann bestimmt werden und dieser Wert einem Regler, insbesondere einem I Regler zugeführt werden. Hieraus kann ein Leistungssollwert für einen Teilnehmer bestimmt werden. Einerseits Ist es möglich, den Leistungssollwert als Frequenzwert oder als Leistungswert einem Teilnehmer über Fernwirktechnik mitzuteilen. Andererseits ist
es auch möglich, den Ausgang des Reglers, insbesondere begrenzt ggf. auch einen positiven Wert, als Frequenzkomponente in einer Frequenzregelung des Phasenregelkreises zu nutzen.
Ein Wirk- und/oder Blindanteil oder ein d- Anteil und ein q-Anteil einer Sollspannung am Ausgang des Stabilisierungsreglers kann abhängig von einem Ladezustand des Einspeisers und/oder einer gemessenen Netzspannung am Stabilisierungsregler in einem Spannungsregelkreis geregelt werden. Der Stabilisierungsregler kann darüber hinaus eine gemessene und eine Sollnetzspannung nutzen.
Um korrekte Spannungssollwerte unter Berücksichtigung der Netzimpedanz bestimmen zu können, wird vorgeschlagen, dass eine Impedanz zwischen einem Ausgang des Stabilisierungsreglers und einem Netzknoten des Inselnetzes bestimmt wird, und dass Wirk- und/oder Blindanteil oder ein d- Anteil und ein q-Anteil einer Sollspannung für den Stabilisierungsregler abhängig von der bestimmten Impedanz in dem Spannungsregelkreis geregelt wird.
Innerhalb des Spannungsregelkreises kann eine ünterlagerte Stromregelung vorgesehen sein. In der Stromregelung kann ein Regelglied abhängig von der Netzimpedanz, insbesondere von der Impedanz zwischen einem Ausgang des Stabilisierungsreglers und einem Netzknoten sein. Dadurch kann eine Spannungsvorsteuerung erfolgen. Die Netzimpedanz kann weiterhin von der Reaktanz des Transformators des Einspeisers, der Art der Sammelschiene, der Netzdrossel und/oderder Kabel zwischen Stabilisierungsregler und/oder Sammelschiene abhängig sein.
Es wird vorgeschlagen, dass eine Vorwärtsaufschaltung im Spannungsregelkreis abhängig von der bestimmten Reaktanz ist. Die Vorwärtsaufschaltung im Spannungsregelkreis kann darüber hinaus eine Überkreuzschaltung zwischen einer q- Komponente und eine d-Komponente gemäß der Park-Transformation der geregelten Spannung sein. Die Regelung kann grundsätzlich auch in anderen Koordinaten oder
Komponentensystemen umgesetzt werden, wie zum Beispiel die der Clarke- Transformation (alpha, beta, 0) oder den drei Komponenten des Drehstromsystems (u, v, bj oder den erweiteren Komponenten gemäß Park Transformation (d, q, 0), Die Spannungsregelung kann insbesondere unter Verwendung des Regelkreises nach „New Control ofWind Turbines Ensuring Stable and Secure Operation Following Islanding ofWind Farms", I. Erlich et. AL, IEEE 2017 aufgebaut sein. Aus dieser Spannungsregelung für die Teilnehmer kann ein Wirkstromsollwert für den Phasenregelkreis abgegriffen werden.
Dabei kann insbesondere eine Differenz aus Sollspannung des Einspeisers und Ist- Spannung des Einspeisers über einen PI-Regler geführt werden und der Ausgang als q-Komponente eines Sollstroms verwendet werden. Dieser Ausgang kann als Ausgang eines Zwischenkreisspannungsregler verstanden werden. Der Ausgang kann einerseits in dem Spannungsregelkreis als Führungsgröße einer unterlagerten Stromregelung und andererseits als Führungsgröße für einen Phasenregelkreis genutzt werden. Über eine entsprechende Umrechnung kann aus der q-Komponente des Sollstroms eine Wirkleistungssollwert für den Einspeiser am Phasenregelkreis bestimmt werden. Somit kann ein Wirkstromsollwert, insbesondere eine d Komponente eines Sollstroms aus dem Spannungsregelungskreis in den Phasenregelkreis eingekoppelt werden.
Es wird vorgeschlagen, dass aus dem Phasenregelkreis ein Leistungssollwert oder ein Frequenzsollwert für den Teilnehmer über eine Kommunikationsverbindung ausgegeben wird oder dass ein Leistungssollwert für den Teilnehmer über einen Frequenzsollwert für den Stabilisierungsregler ausgegeben wird. Der Phasenregelkreis kann einen Leistungssollwert oder ein Frequenzsollwert über eine Kommunikationseinrichtung ausgeben. Dieser Sollwert kann durch einen Wechseloder Umrichter am Teilnehmer verwendet werden, um eine entsprechende Leistung einzustellen. Auch kann durch den Stabilisierungsregler, insbesondere den Umrichter
eine Frequenz in das Inselnetz eingeprägt werden. Dadurch lässt sich eine
Wirkleistung am Teilnehmer einstellen.
Um die Wirk- und Blindleistung abhängig von der Netzfrequenz einstellen zu können, wird ein Frequenzsollwert, welcher als Regelgröße am Phasenregelkreis ausgegeben werden kann, zurückgekoppelt. Dabei kann der Frequenzsollwert am Ausgang des Phasenregelkreises auf den Frequenzsollwert für einen Teilnehmer rückgekoppelt werden. Eine Differenz hieraus kann als Stellgröße für den Phasenregelkreis genutzt werden.
Auch wird vorgeschlagen, dass in dem Phasenregelkreis ein Phasensollwert für den Stabilisierungsregler rückgekoppelt wird. Insbesondere kann eine Koordinatentransformation der gemessenen Spannung um Umrichter in eine q Komponente der Spannung unter Verwendung der rückgekoppelten Phase erfolgen.
Der Stabilisierungsregler wird unter Berücksichtigung einer Impedanz zwischen einem Ausgang eines Stabilisierungsreglers und einem Netzknoten des Inselnetzes betrieben. Ein Netzknoten kann dabei beispielsweise eine Sammelschiene, insbesondere eine Mittelspannungssammelschiene sein, an der Anschlüsse mehrerer Teilnehmer des Inselnetzes zusammengeführt sind.
Die Impedanz zwischen dem Ausgang des Stabilisierungsreglers und dem Netzknoten lässt sich messtechnisch erfassen oder berechnen. Die Impedanz kann einmalig vor der Inbetriebnahme, in Abständen während des Betriebes, insbesondere regelmäßig oder auch einmalig im laufenden Betrieb gemessen werden. Auch ist die Impedanz aus Modellparametern berechenbar, die sich aus den Datenblättern der beteiligten Betriebsmittel wie Trafos, Kabel, Schaltanlagen, Freileitungen usw. ergeben, welche zwischen Stabilisierungsregler und Netzknoten liegen.
Auch ist es möglich, am Ausgang des Stabilisierungsreglers Signale mit einer oder verschiedenen Frequenzen einzukoppeln und die Frequenzantwort des Systems zu
messen. Hierbei können beispielsweise Frequenzen zwischen 50 und 5 kHz, bevorzugt zwischen 50 und 2,5 kHz eingekoppelt werden und pro Frequenz oder pro Frequenzband kann eine Messung erfolgen. Hierbei ist es beispielsweise möglich, entweder die Signale am Stabilisierungsregler einzukoppeln und am Netzknoten zü messen oder andersherum, nämlich am Netzknoten einzukoppeln und am Stabilisierungsregler zu messen. Im letztgenannten Fall kann am Netzknoten ein Messsignal eingekoppelt werden.
Zum Betrieb des Teilnehmers wird das Inselnetz spannungsgeführt geregelt, insbesondere an einem oder dem definierten Netzknoten erfolgt eine Einstellung der Soll-Spannung. Der Umrichter des Stabilisierungsreglers wird derart betrieben, dass Destabilisierungstendenzen, die sich durch die Regelung an den Windkraftanlagen selbst ergeben, entgegengewirkt wird.
Bei der Spannungsregelung kann insbesondere eine d/q-Regelung erfolgen. Die vom Line-Side-Converter (LSG) am Stabilisierungsregler eingekoppelte Spannung ist für die Amplitude der Inselnetzspannung und die Wirkleistung relevant. Ein Leistungsfluss ergibt sich in Abhängigkeit von der Impedanz und die wirkleistungsbeeinflussende Spannung liegt nur bei rein induktiven Netzen komplett in der q-Achse. Bei den Offshore-Inselnetzen gibt es auch einen nennenswerten ohmschen Anteil, so dass auch die Spannungskomponente in der d-Achse die Wirkleistung beeinflussen kann.
Der Anteil der eingespeisten Spannung in Richtung der d-Achse ergibt sich aus einer Regelung der Amplitude der Netzspannung. Der Anteil der eingespeisten Spannung in der q-Achse ergibt sich aus einer Regelung der Wirkleistung (bzw. der Zwischenkreisspannung] in dem Netz.
Bei dieser Spannungsregelung erfolgt insgesamt eine Entkopplung zwischen dem Ziel wert der Spannung und der Stromeinspeisung am Stabilisierungsregler.
Zumindest der q-Anteil der Spannung wird indirekt über den eingespeisten Strom am
Stabilisierungsregler, mithin der Wirkleistung (bzw. über die Regelung der
Zwischenkreisspannung) am Stabilisierungsregler eingestellt Für die Sollwerte der
Ströme können Begrenzungen eingeführt werden.
Die Impedanz zwischen dem Stabilisierungsregler und dem Netzknoten wird insbesondere für eine Grundschwingungsfrequenz gemessen.
Oberschwingungsanteile werden dabei bevorzugt nicht berücksichtigt. Die Geschwindigkeit der Regelung des Stab ili s ierungsregl ers wird bevorzugt so eingestellt, dass eine Entkoppelung mit dem Regler des Teilnehmers erfolgt Dabei wird die Bandbreite des Frequenzgangs des Stabilisierungsreglers größer gewählt als die Bandbreite des Frequenzgangs zumindest eines, bevorzugt aller Umrichters der Teilnehmer. Die Bandbreite des Stabilisierungsreglers ist insbesondere zumindest doppelt so groß wie die Bandbreite zumindest eines Umrichters der Teilnehmer. Hierdurch erfolgt die zeitliche Entkopplung der beiden Regler.
Innerhalb des Stabilisierungsreglers können Dämpfungsglieder angeordnet sein, die auf die wichtigsten Eigenfrequenzen des Systems eingestellt sind. Dies können insbesondere die Resonanzfrequenzen des Inselnetzes unter Berücksichtigung einer oder aller N etzimpedanzen und der Umrichter der Teilnehmer sein. Die Dämpfungsglieder sind derart in den Regelkreisen eingebaut, dass diese sowohl Wirk- als auch Blindleistungsänderungen verursachen können und somit in beiden Achsen der d/q Spannungsregelung wirken können.
Kommt ein Dieselgenerator als Stabilisierungsregler zum Einsatz, so können die Dämpfungsglieder über die Erregereinrichtung nur in einer Achse wirken.
Dadurch, dass die Bandbreite des Stabilisierungsreglers größer ist als die Bandbreite des Umrichters, bevorzugt mindestens zumindest doppelt so groß, werden Reglerschwingungen zwischen dem Stabilisierungsregler und dem Umrichter der Teilnehmer minimiert.
Reglerschwingungen zwischen den Umrichtern der Teilnehmern untereinander werden dadurch minimiert oder unterdrückt, dass der Stabilisierungsregler durch seine hohe Bandbreite wie ein steifes Netz mit hoher Kurzschlussleistung wirkt.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass der Stabilisierungsregler zumindest ein Dämpfungsglied aufweist. Der Stabilisierungsregler kann ein P-, PI- oder PID-Regler aufweisen. Insbesondere kann eine untergelagerte Stromregelung einen Regler ohne I -Anteil aufweisen.
Die unterlagerte Stromregelung dient hierbei im Wesentlichen der Realisierung einer Strombegrenzung, damit Überlastungen des Stabilisierungsreglers durch Überströme sicher ausgeschlossen werden können. Die Stromregler in d- und q-Achse sind reine Proportionalregier mit einer Vorsteuerung, welche über die (aus der Messung oder Berechnung) bekannte Netzimpedanz aus den Stromsollwerten durch Anwendung des ohmschen Gesetzes die stationären Ausgangsspannungen des Reglers einstellt.
Die Proportionalregler in beiden Achsen dienen lediglich der Kompensation eines möglichen Fehlers in der bestimmten Netzimpedanz sowie der Verbesserung der Reglerdynamik. Die Stromsollwerte werden aus den Ausgangsgrößen der überlagerten Spannungs- und Wirkleistungsregler bestimmt. Da es sich hierbei um Spannungskomponenten handelt, kann die Umrechnung ebenfalls über das ohmsche Gesetz unter Berücksichtigung der bekannten Netzimpedanzen und der gemessenen Spannung am Netzknoten erfolgen.
Ein Dämpfungsglied kann derart dimensioniert sein, dass es auf Eigenfrequenzen des Inselnetzes angepasst ist. Eigenfrequenzen können sich aus den Netzimpedanzen sowie den Umrichtern der Windkraftanlagen ergeben. Die Dämpfungsglieder sind bevorzugt in beiden Reglersträngen, also sowohl im q- als auch im d-Strang, angeordnet und wirken somit auf beiden Achsen durch Wirk- und Blindleistungsänderungen.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass ein Dämpfüngsglied abhängig von der Impedanz des Inselnetzes, insbesondere der Impedanz zwischen dem Ausgang des Stabilisierungsreglers und dem Netzknöten ist. Auch kann das Dämpfungsglied an eine Obertragungsfunktion eines Umrichters des Teilnehmers angepasst sein.
Mit Hilfe der Dämpfungsglieder ist es möglich, Reglerschwingungen zwischen dem Stabilisierungsregler und dem Teilnehmer zu minimieren oder zu vermeiden: Insbesondere die unterschiedlichen Regelgeschwindigkeiten sorgen dafür, dass der Stabilisierungsregler wie ein steifes Netz gegenüber den Teilnehmern wirkt.
Wie bereits erläutert, ist gemäß einem Ausführungsbeispiel vorgeschlagen, dass der Stabilisierungsregler Wirk- und/oder Blindleistung einspeist. Die eingespeiste Wirk- und/oder Blindleistung kann durch das Dämpfungsglied beeinflusst sein.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass der Stabilisierungsregler mit einer festen Frequenz betrieben wird und per Fernwirktechnik eine Wirkleistung des Teilnehmers abhängig von einer Leistungsveränderung an dem Teilnehmer verändert wird. Mit der fest eingestellten Nennffequenz des Stabilisierungsreglers hat diese keinen Bezug zur Leistungsbilanz im Inselnetz. Um die Leistungsbilanz im Inselnetz einstellen zu können, ist eine Regelung bei den Teilnehmern notwendig. Kommt es zu einer Leistungsschwankung am Teilnehmer, beispielsweise durch Windböen oder Lastsprünge, so reagiert der Stahilisierungsregler kurzzeitig mit einer Winkeländerung der eingeprägten Spannung. Dadurch kann sich die Ausgangsleistung des Teilnehmers je nach Richtung der Leistungsänderung (auch Winkeländerung) reduzieren oder erhöhen. Durch diese veränderte Ausgangsleistung wird eine Überlastung des Umrichters vermieden.
Wenn der Stabilisierungsregler mit fester Frequenz betrieben wird, kann eine Anpassung der Leistung des Teilnehmers nicht über eine Anpassung der Frequenz erfolgen. Daher ist es notwendig, dass über eine Fernwirktechnik eine
Kommunikation zwischen dem Stabilisierungsregler und dem Teilnehmer stattfindet. Im Rahmen dieser Kommunikation wird ein neuer Leistungssollwert an den
Teilnehmer übermittelt, so dass nach einem kurzen Ausgleichsvorgang die feste Frequenz wieder gehalten werden kann. Die Anpassung der Ausgangsleistung am Stabilisierungsregler bei einer Leistungsschwankung des Teilnehmers erfolgt dadurch, dass im Zeigerdiagramm der Spannungszeiger dem durch die Leistungserhöhung vorauseilenden oder durch eine Leistungsabsenkung nach eil enden Spannungszeiger des Teilnehmers mit minimaler Verzögerung folgt. Bei einem vorauseilendert Spannungszeiger des Teilnehmers kommt es durch das Nacheilen des Spannungszeigers des Stabilisierungsreglers zu einer kurzzeitigen
Frequenzerhöhung. Andersherum, wenn der Spannungszeiger zurückbleibt, kommt es zu einer kurzzeitigen Frequenzreduktion.
Auch ist es möglich, dass der Stabilisierungsregler mit einer variablen Frequenz betrieben wird. Dann kann durch die Frequenzreglung eine Kommunikation zwischen Teilnehmer und Stabilisierungsregler entfallen. Mit Hilfe der Frequenzregelung ist eine Wirkleistungsregelung möglich, ohne eine Kommunikation. Durch einen Lead- Lag-Kompensator am Stabilisierungsregler kann die Wirkleistungsabgabe kurzzeitig so modifiziert sein, dass sie der Frequenzänderung entgegenwirkt. Auch am Teilnehmer kann ein Lead-Lag Kompensator implementiert sein. Hierzu wird beispielsweise bei Frequenzabsenkung kurzzeitig Energie aus der Massenträgheit der rotierenden Komponente des Teilnehmers, beispielsweise des Windkraftanlagen- Antriebstrangs, entzogen, wodurch sich die Drehzahl absenkt. Dadurch wird die Windkraftanlage kurzzeitig in einem neuen Arbeitspunkt betrieben. Nach Anpassung des Pitch- Winkels der Rotorblätter wird die Drehzahl danach wieder erhöht und die
Windkraftanlage kehrt in ihren optimalen Arbeitspunkt zurück.
Wie bereits beschrieben, ist die Wirkleistungsregelung innerhalb des Inselnetzes sowohl über Kommunikation als auch über eine Frequenzregelung möglich. Für die Wirkleistungsregelung kann ein Sollwert für einen Umrichter des Teilnehmers abhängig von einer Frequenz und/oder einem Leistungsfluss am Stabilisierungsregler
bestimmt werden. Hierzu kann am Stabilisierungsregler der Sollwert fest eingestellt sein. Der Wirkleistungsbedarf des Inselnetzes kann entweder aus der Frequenz oder aus dem Leistungsfluss am Stabilisierungsregler bestimmt sein und daraus können die Sollwerte für die einzelnen Windkraftanlagen bestimmt werden.
Um sicherzustellen, dass Leistungsschwankungen an dem Teilnehmer durch den Stabilisierungsregler ausgeglichen werden können, wird vorgeschlagen, dass eine
Ausgangsleistung des Teilnehmers geringer ist als eine maximale Leistung des Stabilisierungsreglers.
Auch wird vorgeschlagen, dass eine Lastprognose unter Berücksichtigung typischer Lastgänge der Verbraucher erstellt wird. Die Lastgänge können dabei abhängig von Umgebungsbedingungen, wie beispielsweise der Außentemperatur sein. Diese Lastprognosen werden in den Teilnehmern eingestellt oder über Lookup-Tables vorgegeben. Die Stabilisierung des Inselnetzes erfolgt dann ausschließlich durch den Stabilisierungsregler, da keinerlei Kommunikation zwischen Stabilisierungsregler und Teilnehmer stattfindet und auch eine Frequenzregelung nicht notwendig ist. Im Ausnahmefall ist jedoch dann ein manuelles Ein- und/oder Ausschalten des Teilnehmers notwendig, insbesondere wenn die Lastprognose nicht eingehalten wird.
Leistungsschwankungen an dem Teilnehmer, beispielsweise bedingt durch Windböen oder Lastsprünge können durch die Leistungsregelung des Teilnehmers ausgeglichen werden. Hierbei ist eine hohe Genauigkeit notwendig, so dass Leistungsänderungen die Umrichterleistung des Stabilisierungsreglers, die Leistung des Speichers und/oder die Leistung der Last an dem Stabilisierungsregler nicht überschreiten. Der Stabilisierungsregler ist dadurch stets in der Lage, Leistungsschwankungen auszugleichen.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel wirkt der Stabilisierungsregler als Slack Bus. Im Rahmen seiner Strom- und Spannungsgrenzen wirkt der Stabilisierungsregler wie ein Slack Bus, so dass sich der Leistungsfluss am zugehörigen Umrichter automatisch den
Bedürfnissen im Inselnetz anpasst. Der Stabilisierungsregler hält • Spannungsamplitude und -winke! an einem definierten Netzknoten stationär konstant, solange er innerhalb seiner Strom- und Spannungsgrenzen arbeitet. Sobald der Stabilisierungsregler in seine Strom-oder Spannungsgrenzen läuft, begrenzt er automatisch die Ausgangsleistung oder -Spannung, so dass Spannung und Frequenz im Inselnetz temporär nicht mehr gehalten werden können. Durch die Frequenz- und Spannungsregelung der Teilnehmer stellt sich so ein neuer Arbeitspunkt ein, wodurch . der Stabilisierungsregler wieder in seinen normalen Betriebsbereich zurückkehren kann.
Wie erwähnt, müssen an den Teilnehmern die Leistungen schnell angepasst werden, um Überlasten am Stabilisierungsregler zu vermeiden. Die Blindleistung der einzelnen Teilnehmer kann abhängig von der Wirkleistung an dem jeweiligen Teilnehmer und/oder der Wirkleistung des Stabilisierungsreglers eingestellt werden. Hierbei kann eine Abhängigkeit zwischen Wirk- und Blindleistung in einer Lookup-Table hinterlegt werden, so dass eine Blindleistung entsprechend einer Wirkleistung eingestellt werden kann.
Auch ist es möglich, dass die Blindleistung über einen Regelkreis am Stabilisierungsregler und Blindleistungsmessung am Stabilisierungsregler erfolgt.
Eine Sollwert-Vorgabe für den jeweiligen Teilnehmer kann per Kommunikation vom Stabilisierungsregler an den Teilnehmer erfolgen.
Der Stabilisierungsregler wird für die Grundffequenz des Inselnetzes ausgelegt. Harmonische Oberschwingungen, die im Inselnetzbetrieb auftreten können, können durch zusätzliche Filter gedämpft werden. Auch kann in dem Regelkreis des Stabilisierungsreglers eine aktive Kompensation und/oder Dämpfung von Oberschwingungen erfolgen. Der Stabilisierungsregler ist bevorzugt in einem Container oder Standardcontainer vorgesehen, so dass er für die Inbetriebnahme von Windparks mobil eingesetzt
werden kann. Es ist davon auszugehen, dass gerade ein mobiler Stäbilisierungsregler vielfältig einsetzbar ist. Insbesondere für die Inbetriebnahme von Windparks kann ein Stabilisierungsregler notwendig sein, da manche Windparks, bevor sie ans Netz gehen, bereits im Inselnetz betrieben Werden müssen (wenn z.B. die Netzanbindung verspätet ist), um insbesondere Verbraucher an den Windturbinen, wie beispielsweise Klimaanlagen, Motoren, Beleuchtung und dergleichen, zu betreiben.
Die hierzu notwendige Wirkleistung wird durch die Windkraftanlagen zur Verfügung gestellt, welche durch den Stabilisierungsregler ein stabiles Netz zur Verfügung gestellt bekommen.
Nach Inbetriebnahme des Windparks kann der Stabilisierungsregler in dem Standardcontainer zu einem neuen Windpark gebracht werden. In dem oder den Containern oder Standardcontainern können insbesondere ein Transformator, insbesondere ein Mittelspannungstransformator, ein Umrichter und ein Speicher vorgesehen sein. Der Transformator und/oder Umrichter kann zum Anschluss an die Mittelspannungseben vorgesehen sein. Auch kann ein Transformator eines Dieselgenerators, welcher zur Notstromversorgung vorgesehen ist, verwendet werden. In dem Standardcontainer kann zusätzlich eine ohmsche Last verbaut sein, um Leistungsspitzen aufzunehmen.
Wie bereits erläutert, stellt der Stäbilisierungsregler eine Spannung und eine Frequenz an einem Netzknoten zur Verfügung. Ein solcher Netzknoten ist insbesondere eine Sammelschiene über die die Windkraftanlagen angeschlossen sind. Der Stabilisierungsregler versorgt Lasten und kompensiert den Blindleistungsbedarf, für die Kabelkapazitäten und / oder Transformatorinduktivitäten . Die Kabelkapazität zu einer ersten Windkraftanlage kann durch den Stabilisierungsregler kompensiert werden, wenn das Kabelnetz nicht durch Kompensationsspulen kompensiert ist.
Im Falle des Hochfahrens stellt der Stabilisierungsregler die Spannung und die Frequenz zur Verfügung und versorgt die Lasten, die zum Hochfahren notwendig sind. Die erste Windkraftanläge wird mit der Frequenz des Inselnetzes synchronisiert und
speist Wirkleistung ein. Um der Windkraftanlage zu ermöglichen, eine technische Mindestwirkleistung abzugeben, dient der Stabilisierungsregler als Last. Nachdem eine erste Windkraftanlage hochgefahren wurde, werden weitere Lasten und Windkraftanlagen als Lasten hinzugeschaltet. Durch das Zuschalten der Lasten kann die Wirkleistung der Wi ndkraftanlage als auch des Speichers zu gering werden, so dass zeitnah die nächste Windkraftanlage in den Generatorbetrieb versetzt wird, sich mit dem Inselnetz synchronisiert und Wirkleistung einspeist. Auch dann wird zu viel eingespeiste Wirkleistung wieder durch den Stabilisierungsregler aufgenommen. Somit können nach und nach alle Windkraftanlagen eines Windparks in Betrieb genommen werden und ihre Mindestwirkleistung in das Inselnetz einspeisen.
Nachfolgend wird der Gegenstand anhand einer Ausführungsbespiel zeigenden Zeichnung näher erläutert. In der Zeichnung zeigen:
Fig. 1 einen Standardcontainer mit einem gegenständli chen Stabilisierungsregler;
Fig. 2 einen Windpark mit Teilnehmern, welche über eine Sammelschiene an einen Stabilisierungsregler angeschlossen sind;
Fig. 3 ein Spannungsregelkreis gemäß einem Ausführungsbeispiel;
Fig. 4 ein Phasenregekreisgemäß einem Ausführungsbeispiel.
Figur 1 zeigt einen Standardcontainer 2, beispielsweise einen 20, 30 oder 40 Fuß langen Container. Der Container 2 ist über einen Anschluss 4 mit einem Verteilungsnetz, insbesondere in einem Windpark verbunden. Der Anschluss 4 ist insbesondere ein Anschluss in der Mittelspannungsebene auf einem Spannungsniveau von 20 kV, 33 kV oder 66 kV. An dem Anschluss 4 ist ein Stabilisierungsregler 6 angeschlossen. In dem Stabilisierungsregler 6 ist ein Regelalgorithmus für einen Umrichter, der ebenfalls Teil des Stabilisierungsreglers 6 ist, hinterlegt.
Der Stabilisierungsregler 6 ist über einen optionalen Transformator 8, beispielsweise einen Mittelspannungstransformator mit dem Anschluss 4 verbunden.
Der Stabilisierungsregler 6 ist auf der anderen Seite mit einem Batteriespeicher 10 sowie einer ohmschen Last 12 verbunden. Die Last 12 kann separat schaltbar sein. Die Last 12 kann parallel zum Batteriespeicher mit dem Stabilisierungsregler 6 geschaltet sein.
Zusätzlich zu dem Speicher 10 kann ein Generator 14 vorgesehen sein. Der Generator 14 kann verwendet werden, um den Energiespeicher 10 u laden und Zeiträume mit einen Erzeugungsdefizit (z.B. durch lange Windflaute) zu überbrücken. Die Last 12 kann drehstromseitig zwischen Umrichter und Trafo 8 angeschlossen werden.
Der Generator 14 kann auch unmittelbar mit dem Stabilisierungsregler 6 verbunden sein. Die beschriebenen Komponenten können alle gemeinsam vollständig oder zumindest teilweise innerhalb des Containers 2 angeordnet werden.
Figur 2 zeigt den Container 2, der mit dem Anschluss 4 an einer Sammelschiene 16 innerhalb eines Inselnetzes 20 angeschlossen ist. Das Inselnetz 20 ist in Teilen durch den Stabilisierungsregler 6 sowie die Sammelschiene 16 als auch daran angeschlossene Windkraftanlagen 22 gebildet. Jede der Windkraftanlagen 22 verfügt über einen Generator mit angeschlossener Last 22a. Die Windkraftanlagen 22 sind ebenfalls mit der Sammelschiene 16 miteinander verbunden. Für einen Inselnetzbetrieb wird der Stabilisierungsregler 6 unter Berücksichtigung der Impedanz zwischen dem Anschluss 4 und der Sammelschiene 16 betrieben, so dass er eine Spannungsregelung durchführen kann.
Die Impedanz wird je nach Umsetzungsvariante unterschiedlich berücksichtigt. Im Falle einer direkten Spannungsregelung ohne unterlagerte Stromregelung wird die Impedanz in der Spannungsbegrenzung des Reglers berücksichtigt, hierbei ergibt sich
die Spanhungsgrenze aus dem Produkt aus zulässigen Maximalstrom und der Impedanz, wodurch eine indirekte Strombegrenzung realisiert wird. Im Falle einer unterlagerten Stromregelung wird die Impedanz wie weiter oben beschrieben, zunächst zur Umrechnung von Spannungssollwerten in Stromsbllwerte benötigt, und dann in der Stromregelung in der Vorsteuerung verwendet.
Die nachfolgenden Ausführungen sind rein beispielhaft. Jegliche Elemente der Regelkreise können bei Bedarf ersetzt werden oder entfallen. Die Elemente können beliebig miteinander kombiniert werden.
Figur 3 zeigt eine Spannungsregelung des Stabilisierungsreglers 6 als d/q-Regelung.
Als Führungsgrößen werden eine Referenzspannung 26a und eine gemessene Spannung 26b eingespeist. Die Referenzspannung 26a ergibt sich aus der Notwendigkeit, dass der Speicher 12 einen Mindestladezustand haben soll. Die gemessene Spannung 26b kann am Ausgang des Speichers 12 gemessen werden.
Der Differenzwert 26c wird einem Regelglied, z.B. einem PI Regler 28 zugeführt. Der Ausgangswert 30 kann als d-Komponente eines Stromsollwertes (und unter Verwendung der Spannung als Wirkleistungssollwert] in einem Phasenregelkreis, wie nachfolgend beschrieben, verwendet werden.
Über ein Dämpfungsglied 32 kann eine gemessene Stromkomponente 31 d-der Komponente des Sollstromes zugeführt werden. Der Differenzwert kann betragsmäßig begrenzt werden. Der sich ergebende Stromreferenzwert 33 kann einerseits über einen Proportionalregler 34, welcher abhängig vom ohmschen Widerstand zwischen Stabilisierungsregler und Sammelschiene ist, geleitet werden und als d-Komponente der Spannung 38 ausgegeben werden. Dabei kann die d- Komponente der Spannung 38 ebenfalls betragsmäßig begrenzt sein. Weiter kann die d-Komponente der Spannung 38 über ein Dämpfüngsglied 40 und/oder eine gemessene Spannung 42 kompensiert sein.
Der sich ergebende Stromreferenzwert 33 kann andererseits über eine Vor Steuerung 44, abhängig von der Reaktanz des Transformators, der Sammelschiene, der Drosselspule und/oder der Leitung zur Sammelschiene als Anteil der q Komponente der Sollspannung 46 ausgegeben werden. Dabei kann die q-Komponente der Sollspannung 46 ebenfalls betragsmäßig begrenzt sein. Weiter kann die q- Komponente der Sollspannung 46 über ein Dämpfungsglied 48 kompensiert sein.
Der Stabilisierungsregler 6 kann als weitere Führungsgrößen eine gemessene Netzspannung 50a und einen Sollwert der Netzspannung 50b haben. Ein Differenzwert 52 kann über einen Proportionalregler 54 geführt werden. Ein sich ergebender Spannungswert 56 kann begrenzt werden.
Die sich ergebende q-Komponente des Sollstroms 56 kann einerseits über einen Pro porti onal regier 34, welcher abhängig vom ohmschen Widerstand zwischen Stabilisierungsregler und Sammelschiene ist, geleitet werden und als q Komponente der Sollspannung 46 ausgegeben werden. Dabei kann die q Komponente der Sollspannung 46 ebenfalls betragsmäßig begrenzt sein. Weiter kann die q Komponente der Sollspannung 46 über ein Dämpfungsglied 48 kompensiert sein.
Der sich ergebende Stromreferenzwert 56 kann andererseits über einen Vorsteuerung 44, der abhängig von der Reaktanz des Transformators, der Sammelschiene, der Drosselspule und/oder der Leitung zur Sammelschiene als Anteil der d Komponente der Sollspannung 38 ausgegeben werden.
Die Vorsteuerungen 44 können als Vorwärtsaufschaltung im Spannungsregelkreis verstanden werden. Diese sind überkreuz geschaltet mit den d und q Komponenten der Stromregelung.
Die d Komponente des Sollstroms 30 kann unter Verwendung einer Sollspannung als Sollwirkleistung 60a einem Phasenregelkreis gemäß Fig. 4 zugeführt werden.
Ein Differenzwert aus der Sollwirkleistung 60a und einer Istwirkleistung 60b am Einspeiser kann über einen begrenzenden I Regler 62 mit einer maximalen Sollfrequenz des Inselnetzes geführt werden. Der Ausgang kann einerseits, wie gezeigt, als zusätzliche Komponente einer Frequenzregelung verwendet werden oder über eine Fernwirktechnik den Teilnehmern mitgeteilt werden. Der Frequenzsollwert 64 kann auch als Leistungssollwert für den Teilnehmer verstanden werden.
Aus einer Differenz zwischen der Sollwirkleistung 60a und einer Istwirkleistung 60b kann über den Regler 62 eine Sollfrequenzkomponente 64 bestimmt werden. Ist der Ausgang des Reglers 62 begrenzt, z. B. zwischen 0 und einer maximalen Abweichung der Frequenz, so kann die Frequenzkomponente zur Leistungsbegrenzung der Teilnehmer verwendet werden. Eine Sollfrequenz 66 wird von einer Referenzfrequenz 80 abgezogen. Aus der
Differenz wird über einen Faktor 82 eine q Komponente der Spannung bestimmt, welche einer gemessenen q-Komponente der Spannung 72 zugeführt wird. Liegt am Einspeiser eine zu hohe Wirkleistung an, kann entsprechend über die Solllfrequenzkomponente 64 über den Regler 62 zugeführt werden.
Der Phasenregelkreis kann als Führungsgröße eine gemessene Netzspannung 68 haben, die im Block 70 in ein mit der Netzffequenz rotierendes Koordinatensystem transformiert wird. Hieraus ergibt sich die q-Komponente 72 der gemessenen Spannung. Die Koordinatentransformation 70 wird aus der Sollphase 74 und der gemessenen Netzspannung 68 gespeist.
Über einen PI Regler 84 kann die Sollfrequenz 66 und über einen weiteren I Regler 86 wird eine Sollphase 74 bestimmt. Der beschriebene Phasenregelkreis als auch der beschriebene Spannungsregelkreis ist rein beispielhaft.