WO2009030692A1 - Verfahren und regeleinheit zur kurzschlussstromreduktion bei einer doppeltgespeisten asynchronmaschine - Google Patents
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- H02P9/10—Control effected upon generator excitation circuit to reduce harmful effects of overloads or transients, e.g. sudden application of load, sudden removal of load, sudden change of load
- H02P9/102—Control effected upon generator excitation circuit to reduce harmful effects of overloads or transients, e.g. sudden application of load, sudden removal of load, sudden change of load for limiting effects of transients
Definitions
- the present invention relates to a method and a control unit for Betheb a double-fed asynchronous machine to a network at transient mains voltage changes, in particular for short-circuit current reduction, between the rotor of the asynchronous machine and the network, a converter is arranged, which has a machine-side inverter and a network-side converter , and wherein the stator of the asynchronous machine is connected to the network.
- Double-fed asynchronous machines are preferably used in variable-speed systems, for example in wind power plants of high power, as a wave generator or in conjunction with flywheel energy storage units and uninterruptible power supplies.
- the stator of the asynchronous machine with the network and the rotor is connected via slip rings with a converter. With such a converter, a desired value of an electrical variable can be impressed into the rotor.
- the inverter consists of a machine-side inverter and a line-side converter, which are connected to each other via a DC link.
- the advantage of the double-fed asynchronous machine over comparable systems is the reduced construction output of the inverter compared to the total power that can be fed into a grid.
- a system with a double-fed asynchronous machine has a comparatively high efficiency and the power electronics can be dimensioned smaller and thus more cost-effective and tend to be designed less susceptible to interference.
- the DC currents (and system system currents) in the stator are reflected by the speed frequency (approximately twice the mains frequency) in the rotor, a relatively high compensation voltage is required to impress the corresponding current.
- the maximum modulated rotor voltage is limited by the maximum DC link voltage.
- the available voltage is usually not sufficient to realize a significant current limit; a design of the intermediate circuit for higher voltages, however, would ruin the design advantages of the double-fed asynchronous machine.
- the object of the present invention is to reduce or eliminate the network-side short-circuit currents in the event of transient mains voltage changes with the least possible additional effort and with as little influence as possible on other control strategies.
- NWR network-side inverter
- the impressing of the compensation current takes place in at least one phase of the network, but preferably in parallel in all three network phases.
- This compensating current counteracts the compensating currents induced by the asynchronous machine so that they can be reduced or ideally even eliminated.
- In the usual design of the inverter is a complete compensation due to their limited current carrying capacity usually not possible; However, at least a significant reduction of the short-circuit current peaks is possible without the asynchronous machine would then have to be resynchronized with the network.
- the line-side inverter is responsible for regulating the DC link voltage. This can, however, be removed from this task at short notice during a network error.
- - A be tied. If necessary, a power surplus fed in by the machine-side converter during this time can be dissipated with a chopper in the DC link, by means of which the DC link can be short-circuited via a resistor. In typical designs for systems that can pass through network faults without disconnection, such an intermediate circuit chopper is usually already provided, since the power surplus occurring in the event of a network fault can not be compensated for solely by the line-side converter.
- the current form can be as long as the current peak can be lowered in the mains current.
- the mains frequency equalizing current (starting short-circuit alternating current) is also symmetrical with symmetrical network errors.
- the DC component of the short-circuit current depends on the time of the grid fault in the three phases.
- the compensation current is therefore fed in an advantageous manner as a function of the stator flux angle or mains voltage angle at the time of the fault, since the necessary vectorial position of the DC space vector can be most easily oriented thereon.
- the maximum current level depends on the performance of the line-side converter. For the usual dimensioning this is about the rated current, with an appropriate capacity expansion, this can be more.
- the duration of the impression of the compensation current is preferably based on the flow duration of the compensating currents caused by the mains voltage change (ie, until these compensating currents have decayed to a negligible value, eg 20% of the maximum value). Since in conventional systems, the compensation currents decay over a period of about one grid period, the compensation currents are preferably fed for not longer than two, preferably not more than one grid period. In the exemplary embodiment described below, a duration of approximately one network period turns out to be Identification of the mains voltage change as optimal.
- the duration of the impression of the compensation current is preferably predefined on the basis of the above criteria and controlled by a timer, without a feedback control of this duration would be based on the actually flowing compensation currents, although such a regulation should not be excluded in principle.
- Such a control of the compensation current - in contrast to its control - has the advantage that the impression of the compensation current can start very quickly after detecting the mains voltage change without control delays, the further timing of the impression of the compensation current is also fixed and not from the transient Voltage and current courses in the period in question is affected.
- the impression of the compensation current starts possible immediately after detecting the transient mains voltage change, but at the latest before the equalizing currents that have reached their maximum.
- FIG. 1 shows a schematic view of a double-fed asynchronous machine with the associated control and power electronics
- FIG. 2 shows a diagram with the time profile of the individual phases of the stator current when a transient mains voltage fluctuation occurs without compensation measures
- FIG. 3 shows a single-phase equivalent circuit diagram of the controlled system of the network-side inverter
- Figure 4 is a block diagram of the control with feedforward control according to the invention.
- Figures 5-7 Diagrams of the time course of the line current, the line-side converter current and the stator current, each with and without compensation measures.
- DASM double-fed asynchronous generator
- the rotor 14 is fed via an inverter designated overall by 18.
- the converter 18 consists of a machine-side converter or inverter 20 (MWR, machine-side inverter) and a network-side converter or inverter 22 (NWR, Netzscher inverter).
- the two inverters 20, 22 are connected to one another via a DC intermediate circuit 36, which is buffered by an energy store 26 such as a capacitor or the like.
- a chopper circuit 24 with a semiconductor switch, resistor and freewheeling diode.
- a crowbar 28 serves to reduce rotor-side overvoltages and to protect the inverter 18 against overloads.
- the machine and network side converters 20, 22 are connected via a (not shown) microprocessor-based control unit, the relevant system voltage gen and currents and the angular position of the rotor are supplied as input signals, regulated in a conventional manner.
- these equalizing currents consist of a 50 Hz alternating voltage component which runs analogously for all three phases, as well as a DC component whose amplitude depends on the phase position at which the mains voltage change has occurred. Furthermore, it can be seen from FIG. 2 that the DC component in conventional system designs has already largely decayed within a network period from the occurrence of the line voltage change (in the example between 0.30 and 0.32 s, see arrow), so that compensation measures within one network period are sufficient are.
- Three-phase mains voltage U NWR in Figure 3 denotes u Ne t z three-phase voltage of the grid-side inverter I NWR: three-phase current of the grid-side inverter R NWR: ohmic resistance in the path of the grid-side inverter L NWR: inductance in the path of the grid-side inverter (filter reactor)
- the equation for the power of the grid-side inverter in complex representation is:
- UNWR, NICU-DC ⁇ UNetz, non-DC UU Equation (1 1) is relevant for the precontrol of the mains voltage.
- the three-phase instantaneous value of the current of the line-side converter at the time of activation of this control method should be interpreted as the starting value of the DC component of the current ⁇ _ NWR DC t0 , this confirms - as stated above - that the initial value of the non- DC component of the current is zero and for the precontrol of the non-DC voltage equation (11) is sufficient.
- the network-side inverter Since the network short-circuit current has generally dropped significantly already after one network period, it is sufficient for the network-side inverter to supply a constant direct current of suitable phase position for one network period.
- t is the time to reach the setpoint. This period describes the startup time. After this time, the voltage is zero, so that the 5 current remains constant.
- Limiting the rise time of the respective phase is the maximum output voltage of the inverter: i l n u 't ⁇ - "" NWR ( ⁇ INWR, DC, will - L LNWR, DC, t ⁇ )) (V "1 ⁇ 6 ⁇ 1l
- this minimum startup time is always less than the time after the occurrence of a network fault, at which the mains current reaches its maximum, so that the equalizing currents can be effectively counteracted despite the limited DC link voltage.
- FIG. 4 schematically shows a possible implementation of a corresponding control strategy in a block diagram.
- the setpoint value of the NWR direct current is calculated from the stator flux angle at the time of error and the maximum current capability in block 50 for each phase, which is fed into the grid via a vector controller with precontrol.
- the precontrol controls according to the blocks 54 5 and 60, the control voltage of the grid-side inverter 22 based on the (by the equalizing currents hardly influenced) mains voltage actual value 54 according to the above equation (1 1).
- the feedforward control of the mains voltage is intended to suppress the power-frequency currents that are undesirable in this mode.
- the actual term for 0 compensation of the DC voltage components of the compensation currents is added to the pre-control term in the summation point 64.
- This term is determined differently in two stages, namely first in a start-up phase according to blocks 50 and 56, in which the mains-side converter 22 is acted upon for a predetermined time with the maximum control voltage until the desired desired voltage should be reached by calculation (impressing a predetermined voltage-time surface). This is intended to ensure that the equalizing currents can be counteracted immediately and with the maximum available intermediate circuit currents without delays, for example due to transient oscillation of a regulator.
- This controller is preferably designed as a proportional controller.
- the compensation current is switched off and the line-side converter 22 is returned to the conventional control mode for regulating the intermediate circuit voltage. Overvoltages occurring in the intermediate circuit 36 during the compaction current injection are reduced by activation of the chopper 28.
- the compensation control can also work in parallel with the conventional control.
- FIGS. 5 to 7 show the time profiles of the currents with NWR compensation (diagrams 5b, 6b and 7b) and without NWR compensation (diagrams 5a, 6a, 7a) for a typical multi-megawatt system with a symmetrical voltage dip to 15%. Residual voltage shown, the currents in normalized units (per unit, pu) are plotted.
- stator currents of the machine are impressed according to the figures 7a, b at the first moment virtually by the mains voltage dip and hardly differ.
- the maximum amplitude of the compensated system is significantly smaller, as can be seen from FIGS. 5a and 5b. It can be seen from FIGS. 6a, b that, at least for the phase L1, the NWR current is held at a modulation limit for the duration of a network period.
- An advantage of the invention is that without additional circuit-technical effort - apart from a possibly anyway required intermediate circuit chopper - the network-side load with equalization currents can be significantly reduced, so that more extensive network-side protection measures can be reduced.
- a strategy for the reduction of torque oscillations can be implemented with the machine-side converter.
Abstract
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betrieb einer doppeltgespeisten Asynchronmaschine (16) an einem Netz bei transienten Netzspannungsänderungen, wobei zwischen dem Rotor (14) der Asynchronmaschine und dem Netz (30) ein Umrichter (18) angeordnet ist, der einen maschinenseitigen Umrichter (20) und einen netzseitigen Umrichter (22) aufweist, und wobei der Stator (12) der Asynchronmaschine mit dem Netz (30) verbunden ist. Zur Reduktion bzw. Elimination von Ausgleichsströmen bzw. Kurzschlussströmen bei transienten Netzspannungsänderungen ist vorgesehen, dass nach Erkennen einer transienten Netzspannungsänderung mit dem netzseitigen Umrichter (22) ein Kompensationsstrom in das Netz eingeprägt wird.
Description
Verfahren und Regeleinheit zur Kurzschlußstromreduktion bei einer doppeltgespeisten Asynchronmaschine
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren sowie eine Regeleinheit zum Betheb einer doppeltgespeisten Asynchronmaschine an einem Netz bei transienten Netzspannungsänderungen, insbesondere zur Kurzschlußstromreduktion, wobei zwischen dem Rotor der Asynchronmaschine und dem Netz ein Umrichter ange- ordnet ist, der einen maschinenseitigen Umrichter und einen netzseitigen Umrichter aufweist, und wobei der Stator der Asynchronmaschine mit dem Netz verbunden ist.
Doppeltgespeiste Asynchronmaschinen werden vorzugsweise in drehzahlvariab- len Systemen, beispielsweise in Windkraftanlagen hoher Leistung, als Wellengenerator oder in Verbindung mit Schwungmassenspeichern und unterbrechungsfreien Stromversorgungen eingesetzt. Im Allgemeinen ist bei derartigen Anlagen der Stator der Asynchronmaschine mit dem Netz und der Rotor über Schleifringe mit einem Umrichter verbunden. Mit einem derartigen Umrichter kann ein Sollwert einer elektrischen Größe in den Rotor eingeprägt werden. Der Umrichter setzt sich bei modernen Anlagen aus einem maschinenseitigen Umrichter und einen netzseitigen Umrichter zusammen, die über einen Zwischenkreis miteinander verbunden sind. Der Vorteil der doppeltgespeisten Asynchronmaschine gegenüber vergleichbaren Systemen besteht in der reduzierten Bauleistung des Umrichters gegenüber der Gesamtleistung, die in ein Netz gespeist werden kann. Dadurch hat ein System mit einer doppeltgespeisten Asynchronmaschine einen vergleichsweise hohen Wirkungsgrad und die Leistungselektronik kann geringer dimensioniert und damit kostengünstiger und tendenziell weniger störanfällig ausgelegt werden.
Im Zuge der zunehmenden Anzahl von Windkraftanlagen und der damit verbundenen immer höher werdenden Anforderungen der Netzbetreiber ist das Verhalten
der doppeltgespeisten Asynchronmaschine bei transienten Netzspannungsänderungen - z.B. allphasiger Einbruch der Netzspannung auf einen bestimmten Wert - zunehmend von Interesse. Da bei einer doppeltgespeisten Asynchronmaschine der Stator der Maschine direkt mit dem Netz verbunden ist, führen derartige Netz- Spannungsänderungen zu Ausgleichsströmen an den netzseitigen Klemmen, die nachfolgend als Kurzschlussströme bezeichnet werden. Diese setzen sich überwiegend aus einem netzfrequenten Anteil und einem relativ langsam abklingenden Gleichstromanteil zusammen. Für die Dimensionierung und somit Kosten für Netzschutzelemente ist die Höhe des maximal in das Netz gespeisten Kurzschluss- Stroms maßgebend. Ziel ist daher die Reduktion von Kurzschlussströmen.
Eine Möglichkeit der Strombegrenzung wäre die Trennung des Systems mit einem Schalter im Kurzschlussfalle. Da der maximale Kurzschlussstrom jedoch schon nach einigen Millisekunden auftritt, wäre die Netztrennung des Systems nur mit einem elektronischen Schalter möglich. Der Schalter könnte die Ströme zwar deutlich begrenzen, die technische Ausführung wäre allerdings recht aufwändig und teuer, außerdem muss das System danach erst wieder mit dem Netz resynchronisiert und zugeschaltet werden, bevor es wieder Leistung abgeben kann.
Eine weitere Möglichkeit bestünde darin, den Strom im Kurzschlussfalle über den maschinenseitigen Umrichter zu begrenzen. Da sich die Gleichströme (und Ge- gensystemströme) im Stator jedoch mit Drehzahlfrequenz (ca. doppelter Netzfrequenz) im Rotor abbilden, ist eine relativ hohe Kompensationsspannung erforderlich, um den entsprechenden Strom einzuprägen. Die maximal modulierbare Ro- torspannung ist limitiert durch die maximale Zwischenkreisspannung. Bei üblicher Systemauslegung ist die zur Verfügung stehende Spannung in der Regel nicht ausreichend, um eine merkliche Strombegrenzung zu realisieren; eine Auslegung des Zwischenkreises für höhere Spannungen würde dagegen die Bauartvorteile der doppeltgespeisten Asynchronmaschine zunichte machen. Außerdem wäre man normalerweise eher bestrebt, mit dem maschinenseitigen Umrichter die Ausgleichsdrehmomente zu reduzieren, um die mechanische Belastung des Antriebsstrangs gering zu halten.
Die Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht vor diesem Hintergrund darin, mit möglichst geringem zusätzlichen Aufwand und möglichst geringem Einfluss auf andere Regelstrategien die netzseitigen Kurzschlussströme im Falle transienter Netzspannungsänderungen zu reduzieren bzw. zu eliminieren.
Die Lösung der vorgenannten Aufgabe erfolgt mittels eines Verfahrens mit den Merkmalen des unabhängigen Patentanspruches 1 bzw. mittels einer entsprechend ausgebildeten Regeleinheit gemäß den Merkmalen des Patentanspruches 12.
Vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung sind aus den abhängigen Patentansprüchen ersichtlich.
Im Rahmen der Erfindung ist vorgesehen, dass nach Erkennen einer transienten Netzspannungsänderung mit dem netzseitigen Wechselrichter (NWR) bzw. Umrichter ein Kompensationsstrom in das Netz eingeprägt wird.
Dabei erfolgt die Einprägung des Kompensationsstroms in wenigstens eine Phase des Netzes, bevorzugt jedoch parallel in alle drei Netzphasen.
Dieser Kompensationsstrom wirkt den von der Asynchronmaschine induzierten Ausgleichsströmen entgegen, so dass diese reduziert bzw. im Idealfall sogar eliminiert werden können. Bei der üblichen Auslegung der Umrichter ist eine vollständige Kompensation aufgrund deren begrenzter Stromtragfähigkeit in der Re- gel nicht möglich; zumindest ist jedoch eine deutliche Reduktion der Kurzschlussstromspitzen möglich, ohne dass die Asynchronmaschine anschließend mit dem Netz resynchronisiert werden müsste.
Im Rahmen der Erfindung wird ausgenutzt, dass die Ausgleichsströme durch tran- siente Netzstörungen nur kurze Zeit fließen und in der Regel spätestens innerhalb einer Netzperiode bereits stark abgeklungen sind. Normalerweise ist der netzseiti- ge Wechselrichter für das Ausregeln der Zwischenkreisspannung verantwortlich. Dieser kann jedoch kurzfristig während eines Netzfehlers von dieser Aufgabe ent-
- A - bunden werden. Ein von dem maschinenseitigen Umrichter während dieser Zeit eingespeister Leistungsüberschuss kann ggf. mit einem Chopper im Zwischenkreis abgebaut werden, durch den der Zwischenkreis über einen Widerstand kontrolliert kurzgeschlossen werden kann. Bei üblichen Auslegungen für Systeme, die Netzfehler ohne Abschaltung durchfahren können, ist ein derartiger Zwischen- kreis-Chopper in der Regel sowieso schon vorgesehen, da der im Netzfehlerfall auftretende Leistungsüberschuss nicht allein vom netzseitigen Umrichter ausgeglichen werden kann.
Eine bevorzugte, weil einfache Methode der Netzkurzschlussstromreduktion ist das Einspeisen eines dreiphasigen Gleichstroms mit dem netzseitigen Umrichter. Prinzipiell kann die Stromform aber beliebig sein, solange die Stromspitze im Netzstrom abgesenkt werden kann.
Der netzfrequente Ausgleichsstrom (Anfangskurzschlusswechselstrom) ist bei symmetrischen Netzfehlern ebenfalls symmetrisch. Der Gleichstromanteil des Kurzschlussstromes ist jedoch vom Zeitpunkt des Netzfehlers in den drei Phasen abhängig. Der Kompensationsstrom wird daher in vorteilhafter weise in Abhängigkeit vom Statorflusswinkel oder Netzspannungswinkel im Fehlerzeitpunkt einge- speist, da sich hieran die notwendige vektorielle Lage des Gleichstromraumzeigers am einfachsten orientieren lässt. Die maximale Stromhöhe hängt von der Leistungsfähigkeit des netzseitigen Umrichters ab. Für die übliche Dimensionierung ist das in etwa der Nennstrom, bei entsprechender Kapazitätserweiterung kann dies auch mehr sein.
Die Dauer der Einprägung des Kompensationsstroms orientiert sich bevorzugt an der Flussdauer der durch die Netzspannungsänderung bedingten Ausgleichsströme, (d.h., bis diese Ausgleichsströme auf einen vernachlässigbaren Wert, z.B. 20% des Maximalwertes, abgeklungen sind). Da bei üblichen Anlagen die Kom- pensationsströme über eine Zeitdauer von etwa einer Netzperiode abklingen, werden die Kompensationsströme bevorzugt nicht mehr als zwei, bevorzugt nicht mehr als eine Netzperiode lang eingespeist. In dem untenstehend beschriebenen Ausführungsbeispiel erweist sich eine Dauer von etwa einer Netzperiode ab Er-
kennung der Netzspannungsänderung als optimal. Die Dauer der Einprägung des Kompensationsstroms wird bevorzugt auf der Basis der vorstehenden Kriterien fest vorgegeben und über einen Zeitgeber gesteuert, ohne dass eine Rückkopplungsregelung dieser Dauer anhand der tatsächlich fließenden Kompensations- ströme erfolgen würde, wenngleich eine derartige Regelung grundsätzlich nicht ausgeschlossen werden soll. Eine derartige Steuerung des Kompensationsstroms - im Gegensatz zu dessen Regelung - hat den Vorteil, dass die Einprägung des Kompensationsstroms ohne Regelverzögerungen sehr schnell nach Erkennen der Netzspannungsänderung beginnen kann, wobei der weitere zeitliche Ablauf der Einprägung des Kompensationsstroms ebenfalls fest vorgegeben ist und nicht von den instationären Spannungs- und Stromverläufen in dem fraglichen Zeitraum be- einflusst wird.
In vorteilhafter Weise beginnt die Einprägung des Kompensationsstromes mög- liehst umgehend nach Erkennen der transienten Netzspannungsänderung, spätestens jedoch, bevor die auftretenden Ausgleichsströme ihr Maximum erreicht haben.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand der Zeichnungen beispielhaft näher erläu- tert.
Es zeigen:
Figur 1 eine schematische Ansicht einer doppeltgespeisten Asynchronma- schine mit der zugehörigen Steuer- und Leistungselektronik;
Figur 2 ein Diagramm mit dem zeitlichen Verlauf der einzelnen Phasen des Statorstroms bei Auftreten einer transienten Netzspannungsschwankung ohne Kompensationsmaßnahmen;
Figur 3 ein einphasiges Ersatzschaltbild der Regelstrecke des netzseitigen Wechselrichters;
Figur 4 ein Blockdiagramm der erfindungsgemäßen Regelung mit Vorsteuerung; und
Figuren 5-7 Diagramme des zeitlichen Verlaufs des Netzstroms, des netzseitigen Umrichterstroms sowie des Statorstroms jeweils mit und ohne Kompensationsmaßnahmen.
In Figur 1 ist ein insgesamt mit 10 bezeichnetes drehzahlvariables Windgeneratorsystem mit einem doppeltgespeisten Asynchrongenerator (DASM) 16 mit einem (ggf. über einen nicht dargestellten Transformator und/oder einen Netzfilter) mit einem Netz 30 verbundenen Stator 12 und einem Rotor 14. Der Rotor 14 ist über ein Getriebe 34 mechanisch mit Rotorblättern 32 verbunden. Selbstverständlich kann die vorliegende Erfindung auch bei anderen Anwendungen von doppeltgespeisten Asynchronmaschinen zum Einsatz kommen. Der Rotor 14 wird über ei- nen insgesamt mit 18 bezeichneten Umrichter gespeist. Der Umrichter 18 besteht aus einem maschinenseitigen Um- oder Wechselrichter 20 (MWR, Maschinensei- tiger Wechselrichter) und einem netzseitigen Um- oder Wechselrichter 22 (NWR, Netzseitiger Wechselrichter). Die beiden Wechselrichter 20, 22 sind über einen Gleichstrom-Zwischenkreis 36, der durch einen Energiespeicher 26 - wie einen Kondensator od. dgl. - gepuffert wird, miteinander verbunden. Der netzseitige Umrichter 22, der im Ausführungsbeispiel durch für jede Phase vorgesehene Vier- Quadranten-IGBT-Umrichter implementiert wird, ist über eine aus regelungstechnischen Gründen vorgesehene Filterdrossel 28 mit dem netzseitigen Anschluss 30 des Systems (und damit gleichzeitig mit dem Stator 12) verbunden.
Um Überspannungen im Zwischenkreis 36 zu vermeiden, können diese über eine Chopperschaltung 24 mit Halbleiterschalter, Widerstand sowie Freilaufdiode abgeleitet werden. Ferner dient eine Crowbar 28 zum Abbau von rotorseitigen Überspannungen und zum Schutz des Umrichters 18 vor Überlastungen.
Die maschinen- und netzseitigen Umrichter 20, 22 werden über eine (nicht dargestellte) mikroprozessorgestützte Regeleinheit, der die relevanten Systemspannun-
gen und -ströme sowie die Winkelposition des Rotors als Eingangssignale zugeführt werden, in an sich bekannter Weise geregelt.
Tritt ausgehend vom Normalbetrieb eine transiente Netzspannungsänderung ein, so führt dies, wie in Figur 2 anhand eines Statorstrom-Zeitdiagramms für die drei Statorphasen L1 , L2 und L3 dargestellt, zu Ausgleichsströmen in das mit dem Stator direkt verbundene Netz, wobei diese Ausgleichsströme die im regulären Betrieb herrschenden Ströme um ein Vielfaches übersteigen.
Wie aus Figur 2 ersichtlich, bestehen diese Ausgleichströme aus einem 50-Hz- Wechselspannungsanteil, der für alle drei Phasen analog verläuft, sowie einen DC-Anteil, dessen Amplitude davon abhängt, bei welcher Phasenlage die Netzspannungsänderung eingetreten ist. Weiterhin ist aus Figur 2 ersichtlich, dass der DC-Anteil bei üblichen Systemauslegungen innerhalb einer Netzperiode ab Eintritt der Netzspannungsänderung (im Beispiel zwischen 0,30 und 0,32 s, siehe Pfeil) bereits weitgehend abgeklungen ist, so dass Kompensationsmaßnahmen innerhalb einer Netzperiode ausreichend sind.
Diese Kompensationsmaßnahmen werden im Rahmen der vorliegenden Erfindung dadurch erreicht, dass der netzseitige Umrichter NWR dahingehend angesteuert wird, dass aus dem Zwischenkreis 36 ein Kompensationsstrom netzseitig eingespeist wird, der den Ausgleichsströmen entgegenwirkt.
Die hierzu erforderliche Ansteuerung des netzseitigen Umrichters wird nachfol- gend anhand des in Figur 3 dargestellten einphasigen Ersatzschaltbildes der Regelstrecke des netzseitigen Umrichters hergeleitet:
In Figur 3 bezeichnet uNetz: dreiphasige Netzspannung UNWR: dreiphasige Spannung des netzseitigen Wechselrichters INWR: dreiphasiger Strom des netzseitigen Wechselrichters RNWR: ohmscher Widerstand im Pfad des netzseitigen Wechselrichters LNWR: Induktivität im Pfad des netzseitigen Wechselrichters (Filterdrossel)
Die Gleichung für den Strom des netzseitigen Wechselrichters in komplexer Darstellung ist:
-R VN,WR '-NWR ^ ^NWR - U ^N, etz (2)
L 'NWR
Unter der Voraussetzung einer linearen Regelstrecke gilt das Superpositionsprin- zip und es können für periodische Vorgänge die einzelnen Frequenzanteile der Regelgrößen getrennt geregelt werden. Für die Einregelung eines Gleichstroms (DC-Strom) ist eine Zerlegung in DC-Komponenten und Nicht-DC-Komponenten vorteilhaft.
ÜNWRJDC ~ R-NWR ' l-NWR,DC + ^NWR ' l-NWR,DC + Mwefe,DC W) / Λ \
lLNWR,Nιcht-DC ~ RNWR ' INWR ,Nιcht-DC + ^NWR ' ' LNWR ,Ntcht-DC + ' H Netz ,Ntcht-DC V^)
^NWR ' lNWR,N'cht-DC ~^~ U-NWR ,Nιcht-DC U.Netz,N'cht-DC
(Q)
-^NWR
I NWR ~ INWRJDC + l-NWR,NιAt-DC \ ' )
U.NWR ~ U-NWR , DC ~*~ U-NWR , NιcM-DC
UNetz = UNetz.DC + UNetz,Nιcht-DC ' "/
Wenn die volle Stromtragfähigkeit des netzseitigen Wechselrichters für die Kurzschlussstrombegrenzung eingesetzt werden soll, muss die Nicht-DC-Komponente des Stroms auf Null geregelt werden. Wie man Gleichung (5) entnehmen kann, gilt für
UNWR ,NICU-DC ~ UNetz, Nicht-DC U U
Gleichung (1 1 ) ist für die Vorsteuerung der Netzspannung relevant.
Die DC-Komponente der Netzspannung uNetzDC und der ohmsche Widerstand im Pfad des netzseitigen Wechselrichters RN^ sind in der Praxis meist zu vernach- lässigen und sollen für die weiteren Ausführungen nicht mehr betrachtet werden. Falls diese Größen einen relevanten Anteil haben, lassen sich die nachstehenden Gleichungen sinngemäß erweitern.
Unter diesen Annahmen lässt sich die Regelstrecke der DC-Komponenten verein- fachen zu:
• U NWR, DC
-NWR, DC (12)
-^NWR bzw.
U NWR nc
INWR.DC t + INWR,DC,M (14)
^ ^NNWWRR
Der dreiphasige Augenblickswert des Stromes des netzseitigen Umrichters im Zeitpunkt der Aktivierung dieses Regelverfahrens (z.B. Auftritt eines Netzfehlers) soll als Startwert der DC-Komponente des Stromes ι_NWR DC t0 interpretiert werden, dies bestätigt - wie vorstehend dargelegt -, dass der Anfangswert der Nicht-DC- Komponente des Stromes null ist und für die Vorsteuerung der Nicht-DC-Span- nung Gleichung (11 ) genügt.
Da der Netzkurzschlussstrom im Allgemeinen bereits nach einer Netzperiode deutlich zurückgegangen ist, reicht es, wenn der netzseitige Wechselrichter einen konstanten Gleichstrom geeigneter Phasenlage für eine Netzperiode einspeist.
Aus Gleichung (14) lässt sich die erforderliche Spannung des netzseitigen Wechselrichters zur Einprägung des Sollstroms berechnen:
_ ^NWR
■k, NWR,DC,soll ~ l-NWR,DC,t0 ) [ ' ^)
Hierbei ist t die Zeit, bis zu der der Sollwert erreicht sein soll. Diese Zeitdauer beschreibt die Anregelzeit. Nach Ablauf dieser Zeit ist die Spannung null, damit der 5 Strom konstant bleibt.
Begrenzend für die Anregelzeit der jeweiligen Phase ist die maximale Ausgangsspannung des Wechselrichters: i l nu ' t■ -" „ NWR ( \iNWR,DC,soll - LlNWR,DC,tθ )) ( V"1 ■ 6 ^1l
^max, NWR
Diese minimale Anregelzeit ist bei einer typischen Systemauslegung stets kleiner als die Zeit nach Eintritt eines Netzfehlers, zu der der Netzstrom sein Maximum erreicht, so dass den Ausgleichsströmen trotz der begrenzten Zwischenkreisspan- 5 nung wirksam entgegen getreten werden kann.
In Figur 4 ist eine mögliche Implementierung einer entsprechenden Regelungsstrategie in einem Blockdiagramm schematisch dargestellt. 0 Nach Erkennen einer transienten Netzspannungsänderung durch einen (nicht dargestellten) Überwachungsalgorithmus wird aus dem Statorflusswinkel zum Fehlerzeitpunkt und der maximalen Stromfähigkeit in Block 50 für jede Phase der Sollwert des NWR-Gleichstroms berechnet, der über einen Vektorregler mit Vorsteuerung ins Netz gespeist wird. Die Vorsteuerung steuert gemäß den Blöcken 54 5 und 60 die Stellspannung des netzseitigen Wechselrichters 22 anhand des (durch die Ausgleichsströme kaum beeinflussten) Netzspannungs-Istwertes 54 entsprechend der vorstehenden Gleichung (1 1) an. Die Vorsteuerung der Netzspannung soll die in diesem Betrieb nicht erwünschten netzfrequenten Ströme unterdrücken. Zu dem Vorsteuerterm wird in dem Summationspunkt 64 der eigentliche Term zur 0 Kompensation der Gleichspannungsanteile der Ausgleichsströme addiert. Dieser Term wird sequentiell in zwei Stufen verschieden bestimmt, nämlich zunächst in
einer Anregelphase gemäß den Blöcken 50 und 56, in der der netzseitige Umrichter 22 für eine vorbestimmte Zeit mit der maximalen Stellspannung beaufschlagt wird, bis die gewünschte Sollspannung rechnerisch erreicht sein müsste (Einprägung einer vorbestimmten Spannungs-Zeitfläche). Dadurch soll erreicht werden, dass ohne Verzögerungen z.B. durch Einschwingen eines Reglers den Ausgleichsströmen sofort und mit den maximal zur Verfügung stehenden Zwischen- kreisströmen entgegen gewirkt werden kann. Nach Ablauf der Anregelzeit wird über gemäß dem Schalter 62 in der Schemadarstellung auf eine Stromregelung mit dem Sollstrom als Sollwert und dem gemessenen Umrichterstrom als Istwert umgeschaltet, vgl. die Blöcke 52 und 58. Dieser Regler ist vorzugsweise als Pro- portional-Regler ausgeführt.
Nach Ablauf einer Netzperiode wird der Kompensationsstrom abgeschaltet und der netzseitige Umrichter 22 wird wieder in den konventionellen Regelungsmodus zur Regelung der Zwischenkreisspannung zurückversetzt. Während der Kompen- sationsstromeinprägung auftretende Überspannungen im Zwischenkreis 36 werden durch Aktivierung des Choppers 28 abgebaut.
Ist der netzseitige Umrichter entsprechend ausgelegt, kann die Kompensationsre- gelung auch parallel zur konventionellen Regelung arbeiten.
In den Figuren 5 bis 7 sind die zeitlichen Verläufe der Ströme mit NWR- Kompensation (Diagramme 5b, 6b und 7b) und ohne NWR-Kompensation (Diagramme 5a, 6a, 7a) für ein typisches Multimegawattsystem bei einem symmetri- sehen Spannungseinbruch auf 15% Restspannung dargestellt, wobei die Ströme in normierten Einheiten (per unit, p.u.) aufgetragen sind.
Die Statorströme der Maschine sind gemäß den Figuren 7a, b im ersten Moment quasi durch den Netzspannungseinbruch eingeprägt und unterscheiden sich kaum. Durch die geschickte Überlagerung des NWR-Stroms ist jedoch die maximale Amplitude der kompensierten Anlage deutlich kleiner, wie aus den Figuren 5a und 5b ersichtlich.
Aus den Figuren 6a, b ist zu entnehmen, dass zumindest für die Phase L1 der NWR-Strom für die Dauer einer Netzperiode an einem Aussteuerungslimit gehalten wird.
Aufgrund des Abklingens des Gleichstromgliedes braucht diese Art der NWR- Regelung nur kurzfristig aktiviert zu werden, danach kann der NWR wieder die Zwischenkreisspannung regeln.
Ein Vorteil der Erfindung besteht darin, dass ohne zusätzlichen schaltungstechni- sehen Aufwand - abgesehen von einem möglicherweise sowieso erforderlichen Zwischenkreis-Chopper - die netzseitige Belastung mit Ausgleichsströmen deutlich reduziert werden kann, so dass weitergehende netzseitige Schutzmaßnahmen reduziert werden können. Dabei kann mit dem maschinenseitigen Umrichter gleichzeitig eine Strategie zur Reduktion von Drehmomentschwingungen imple- mentiert werden. Weiterhin ist vorteilhaft, dass nach Einprägung des Kompensationsstroms die Maschine netzsynchron weiterbetrieben werden kann.
Claims
1. Verfahren zum Betrieb einer doppeltgespeisten Asynchronmaschine (16) an einem Netz (30) bei transienten Netzspannungsänderungen, wobei zwischen dem Rotor (14) der Asynchronmaschine (16) und dem Netz (30) ein Umrichter (18) angeordnet ist, der einen maschinenseitigen Umrichter (20) und einen netzseitigen Umrichter (22) aufweist, und wobei der Stator (12) der Asynchronmaschine mit dem Netz (30) verbunden ist, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass nach Erkennen einer transienten Netzspannungsänderung mit dem netzsei- tigen Umrichter (22) ein Kompensationsstrom in das Netz eingeprägt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass der Kompensationsstrom als dreiphasiger Gleichstrom ausgebildet ist.
3. Verfahren nach Anspruch 2, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass der Betrag des Raumzeigers, der den dreiphasigen Gleichstrom repräsentiert, durch die maximale Stromtragfähigkeit des netzseitigen Umrichters (22) und/oder die maximale Zwischenkreisspannung bestimmt wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass der Kompensationsstrom über eine Zeitdauer von maximal zwei Netzperioden, bevorzugt über eine Zeitdauer von maximal einer Netzperiode und besonders bevorzugt für eine Zeitdauer von etwa einer Netzperiode ab Erken- nen der transienten Netzspannungsänderung eingeprägt wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass der Kompensationsstrom solange eingeprägt wird, wie durch die Netzspannungsänderung bedingte Ausgleichsströme fließen.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass die Einprägung des Kompensationsstroms beginnt, bevor durch die Netz- Spannungsänderung bedingte Ausgleichsströme ihr Maximum erreicht haben,
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass die Einprägung des Kompensationsstroms sofort nach Erkennen der tran- sienten Netzspannungsänderung beginnt.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass die Einprägung des Kompensationsstroms unter Aufrechterhaltung der Verbindung der Asynchronmaschine zum Netz erfolgt.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass die Ausgangsspannung des netzseitigen Umrichters (22) zur Einprägung des Kompensationsstroms für jede Phase durch einen Regler mit Vorsteue- rung eingeprägt wird, wobei durch die Vorsteuerung der netzseitige Umrichter (22) für die jeweilige Phase derart angesteuert wird, dass die Ausgangsspannung des Umrichters dem Nicht-Gleichspannungsanteil der Netzspannung entspricht, und wobei zu dieser vorgesteuerten Ausgangsspannung eine Spannung derart addiert wird, dass ein vorgegebener Sollstrom aus dem Zwischenkreis (36) in die jeweilige Netzphase eingespeist wird.
10. Verfahren nach Anspruch 9, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass für jede Phase ein vorgegebener Sollstrom anhand der aktuellen Phasenlage bei Erkennen der Netzspannungsänderung sowie anhand der maximalen Stromtragfähigkeit des netzseitigen Umrichters (22) berechnet wird, dass
in einer Anregelphase die netzseitige Umrichterspannung für jede Phase derart ausgesteuert wird, dass der vorgegebene Sollstrom möglichst schnell erreicht wird,
in einer auf die Anregelphase folgenden Regelphase die Ausgangsspan- nung des netzseitigen Umrichters (22) derart geregelt wird, dass der gemessene Ausgangsstrom des Umrichters jeweils dem berechneten Sollstrom entspricht, und dass
die Einprägung eines Kompensationsstroms nach einer vorgegebenen Ge- samtzeitdauer beendet wird.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass die Zwischenkreisspannung während der Einprägung des Kompensationsstroms durch selektives Aktivieren eines Choppers (24) im Zwischen- kreis (36) begrenzt wird.
12. Regeleinheit zur Regelung einer doppeltgespeisten Asynchronmaschine (16), wobei zwischen dem Rotor (14) der Asynchronmaschine (16) und dem Netz ein Umrichter (18) angeordnet ist, der einen maschinenseitigen
Umrichter (20) und einen netzseitigen Umrichter (22) aufweist, und wobei der Stator (12) der Asynchronmaschine mit dem Netz (30) verbunden ist, d a d u rch g e ke n nze i ch n et, d ass die Regeleinheit dahingehend ausgebildet ist, ein Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche auszuführen.
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