WO2019149561A1 - Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz - Google Patents

Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz Download PDF

Info

Publication number
WO2019149561A1
WO2019149561A1 PCT/EP2019/051412 EP2019051412W WO2019149561A1 WO 2019149561 A1 WO2019149561 A1 WO 2019149561A1 EP 2019051412 W EP2019051412 W EP 2019051412W WO 2019149561 A1 WO2019149561 A1 WO 2019149561A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
control function
power
network
function
electrical supply
Prior art date
Application number
PCT/EP2019/051412
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Eckard Quitmann
Johannes BROMBACH
Original Assignee
Wobben Properties Gmbh
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Wobben Properties Gmbh filed Critical Wobben Properties Gmbh
Priority to EP19701340.2A priority Critical patent/EP3747102A1/de
Priority to CA3088831A priority patent/CA3088831C/en
Priority to US16/963,768 priority patent/US11239661B2/en
Priority to CN201980011473.2A priority patent/CN111684679B/zh
Publication of WO2019149561A1 publication Critical patent/WO2019149561A1/de

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—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 parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B19/00—Programme-control systems
    • G05B19/02—Programme-control systems electric
    • G05B19/04—Programme control other than numerical control, i.e. in sequence controllers or logic controllers
    • G05B19/042—Programme control other than numerical control, i.e. in sequence controllers or logic controllers using digital processors
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—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
    • H02J3/18—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—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 parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/40—Synchronising a generator for connection to a network or to another generator
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—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 parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—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 parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/50—Controlling the sharing of the out-of-phase component
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B2219/00—Program-control systems
    • G05B2219/20—Pc systems
    • G05B2219/26—Pc applications
    • G05B2219/2619—Wind turbines
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B2219/00—Program-control systems
    • G05B2219/20—Pc systems
    • G05B2219/26—Pc applications
    • G05B2219/2639—Energy management, use maximum of cheap power, keep peak load low
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/10—The dispersed energy generation being of fossil origin, e.g. diesel generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being 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
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
    • 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
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
    • 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
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Definitions

  • the present invention relates to a method for exchanging electrical power with an electrical supply network.
  • the present invention relates to a method for exchanging electrical power between a wind turbine or a wind park with an electrical supply network.
  • the present invention relates to a corresponding wind turbine or a corresponding wind park.
  • the exchange of electrical power relates to the feeding of electrical power, but since particularly reactive power can not only be fed in, but also removed, depending on the situation, there is thus also a method or a device for exchanging electrical power. In principle, however, active power can also be taken from the electrical supply network.
  • these generators which have a large moment of inertia, can specify a comparatively stable network frequency. But if a voltage dip occurs in the network, namely in the case of a network error, these directly coupled synchronous generators can thereby vibrate, especially by further feedback with the electrical supply network. In particular, such a voltage dip can result in a phase jump. After the voltage dip, the mean pole wheel angle can lead, because the machine, ie the synchronous generator, could not deliver full active power to the grid during the voltage dip. In principle, however, other errors can lead to such or other undesired excitation of the directly coupled synchronous generators.
  • Such directly coupled synchronous generators which can also be referred to as synchronous machines, can also be set in vibration by a sudden parallel active power feed, since the operating characteristic of the synchronous generator changes suddenly in accordance with such a sudden parallel active power feed. If such an energy surplus to the synchronous generator is not removed quickly enough, the synchronous generator may not be able to return to its normal operating state or not quickly enough. There is also the danger that the various vibration excitations mentioned overlap so strongly that they cause the synchronous generator to lose their way.
  • Such a behavior of a synchronous generator or a plurality of synchronous generators directly coupled to the electrical supply network is also noticeable in the network, for example as frequency oscillations.
  • an external stepping device of the synchronous generator can also lead to a collapse of the electrical supply network, if this can not absorb enough other producers in the electrical supply network.
  • decentralized producers such as wind turbines.
  • Such decentralized generators that feed into the electrical supply network by means of a frequency converter can usually immediately respond to network problems and, for example, at a drop in frequency immediately, at least for a short time in the electrical Ver - Adjust the power supplied to the grid.
  • decentralized generators for which wind energy plants are hereinafter referred to as representative, can achieve rapid grid support.
  • grid support can be all the more effective, the more wind turbines or other decentralized generators feed into the electrical grid.
  • German Patent and Trademark Office has in the priority application for the present PCT application the following state of the art research: DE 10 2016 115 431 A1 and Fu, Y. et al. "Damping control of PMSG-based wind turbines for power system stability enhancement" In: 2nd I ET Renewable Power Generation Conference (RPG 2013), Beijing, 2013.
  • the present invention is therefore based on the object, at least one of the o.g. To address problems.
  • a solution should be created in which a vibration excitation of a synchronous generator, especially after a network failure, is avoided or even reduced in their occurrence or additionally reduced.
  • At least should be proposed to previously known solutions an alternative solution.
  • a method according to claim 1 is proposed. This method relates to a method for exchanging electrical power with an electrical supply network having a grid frequency, by means of a converter-controlled generating unit, in particular a wind turbine, at a grid connection point.
  • an inverter-controlled generating unit can be synonymously also referred to as a converter-controlled generating unit or converter-controlled feeder.
  • the converter-controlled generating unit which can be designed as a wind energy plant, or as a wind park, thus exchanging power with the electrical supply network.
  • This exchange initially takes place in such a way that the electrical power is exchanged as a function of a control function, wherein the electrical power can include effective and reactive power.
  • the control function controls the power as a function of at least one state variable of the electrical supply network.
  • the power is controlled as a function of a mains voltage and / or a mains frequency.
  • the mains voltage or the mains frequency thus each form a possible state variable.
  • the active power is controlled as a function of a mains frequency and the reactive power as a function of a mains voltage.
  • As a control function it is possible to switch between a normal control function and a support control function different from the normal control function. There are thus different control functions available, especially a normal control function and a support control functions.
  • the support control function may in turn be variable and / or be selected depending on demand from various potential support control functions.
  • the normal control function is used when it has been detected that the electrical supply network is stable. This usually applies to the normal case in which, in particular, there is no network fault or no network fault. Small deviations especially of the mains voltage from a nominal value for the mains voltage as well as the mains frequency from a rated value of the mains frequency can occur without a network fault being assumed.
  • the normal function also controls dependent on these values, so that this normal control function also adjusts to at least minor changes. However, if a network error or an end of such a network error has been detected, the backup control function is used.
  • this fed-in power controls such that a vibration in the electrical supply network can be counteracted, that is, an oscillation is counteracted.
  • a support control function is provided, which can counteract a vibration of a synchronous generator connected in the electrical supply network or an oscillation caused by the synchronous generator.
  • the proposed method is based in particular on the idea that a network error or the end of a network error can trigger a vibration in the electrical supply network. This can be caused in particular by one or more synchronous generators connected directly to the electrical supply network.
  • the support control function is proposed, already to such a situation, namely adapted to the network error or its end, while at the same time being prepared for a situation in which the said oscillations are to be expected. Namely, by using this backup control function, pre-set parameters and / or characteristics can be selected for such a situation. These preset parameters or characteristics are provided by the proposed support control function and this then only needs to be used in the event of a network error or at the end of the network error.
  • Such preset parameters are particularly concerned with slope healing of ramps or partial ramps with which a reactive power and / or an active power can be increased again after the fault. This can also be done gradually.
  • this mentioned startup of active power and reactive power can be coordinated with each other.
  • this support control function can be used to accelerate one of the two powers of active power and reactive power faster.
  • the backup control function may also include a delay with a defined ramp.
  • a power return through the wind parks, or a wind park can be performed while the synchronous machine is in a process of re-swinging to a large pole wheel angle, which begins immediately after reaching the lower vertex.
  • the machine accelerates not only according to their energy stored in the magnetic field, but is additionally bumped by the return of power of at least one wind parks in this direction.
  • the problems of both types explained can be particularly met with a ramp. But it is important to set the ramp in a correct way. In particular, it is proposed that the ramp begins either immediately after the voltage returns, or first waits for a whole oscillation period. It is proposed to perform the power increase only during the swing back to the smaller rotor angle.
  • the post-fault behavior here denotes a voltage return at the grid connection point after a significant voltage dip at the grid connection point.
  • a significant voltage dip is a break in the grid voltage by at least 50%, based on the rated network voltage and / or based on the mains voltage before the voltage dip.
  • the network error as such does not necessarily require the use of a support control function, if necessary to take into account according to their own specifications.
  • a so-called. Error sou Kunststoffn stand in the foreground. If the error, that is, this voltage dip, für Kunststofft, it is then particularly important to go back to a stable, then as normal as possible operating point. In particular, in case of using a wind turbine, it is also important to bring it back to an operating point where it stably feeds the power available from the wind.
  • the path from the end of the network error to this at least stable operating point can be referred to here as the Nach110 .
  • the then used support control function is designed.
  • the support control function is designed to counteract an oscillation which is caused by a reaction of at least one synchronous generator coupled directly to the electrical supply network to the network error or the end of the network error.
  • This embodiment is particularly focused on that a synchronous generator coupled directly to the electrical supply network responds to the mains fault or the end of the mains fault with a vibration.
  • the support control function is designed and it can thereby counteract such oscillation when the support control function is used.
  • the support control function is selectable.
  • Each stored default function thus forms a support control function and in this sense, any default function can be adapted as a support control function to special circumstances.
  • one of the stored default functions is then selected and the selected default function then forms the support control function to be used.
  • This selection can also be made before the network fault occurs. It can be selected before the occurrence of a network error thus from several stored default functions one in the moment seems appropriate support control function. If no network error then occurs, the selected support control function will not be used in this respect and it may be that then, before so, at all, a network error a new situation makes a different default function seem advisable as a backup control function. It is then again selected another support control function.
  • a support control function selected from a number of default functions is available and can be used immediately in the event of a network error or at the end of the network error. In principle, however, also comes into consideration that when the network error occurs or at the end of the network error in the first selection of the support control function is performed from the default functions. However, it is often advisable to select the backup control function at an early stage so that no time is lost in the event of a network error or its end by selecting the backup control function.
  • the selection of the support control function does not take place as a function of specific properties of the network error, but depends on properties of the electrical supply network.
  • properties describe the electrical supply network as such and can be distinguished from states such as mains voltage or mains frequency.
  • Such properties of the electrical supply network are usually longer term and therefore allow selection of the support control function as a precautionary selection.
  • a network sensitivity or short-circuit current ratio at the grid connection point describes the ratio of a voltage change in response to a change in the injected power at the grid connection point.
  • a short-circuit current ratio describes the ratio of a short-circuit current available from the electrical supply network at a grid connection point of a feeder to the rated power of the feeder.
  • the selection of the support control function takes place as a function of a selection signal received externally.
  • an operator of the electrical supply network which is referred to simplifying as a network operator, can thereby influence the selection of the support control function, in particular concretely pretend or demand. This is based in particular on the idea that the network operator knows the concrete situation, ie the specific property of his electrical supply network well and therefore by specifying the desired support control function can also specify a behavior for the error or post-fault case.
  • the default functions are stored, they can be selected by a very simple signal: So if, for example, four default functions deposited from which the support control function can be selected, the network operator, illustratively and exemplary spoken, the selection by a simple 2 Make a bit signal. Accordingly becomes requires a low bandwidth, which also allows regularly to implement a higher security standard.
  • the selection of the support control function takes place as a function of topology information or topology properties of the electrical supply network.
  • the electrical supply network can be identified to a good degree with respect to its current properties.
  • Such topology information may be one or more switch positions in the electrical utility grid.
  • switch positions of power disconnectors which are provided for disconnecting or connecting network sections of the electrical supply network.
  • switches or their switch positions can be detected, which type of consumers and what kind of producers are connected to the network section, is fed into the.
  • an open power disconnect switch mean that a synchronous generator coupled directly to the electrical supply network is not coupled to the network section in which it is fed, because this open power disconnect switch is in between.
  • a support control function that is not geared to this directly coupled synchronous generator, because this is not accessible at this moment for this support control function. Accordingly, another support control function can be selected again when said power disconnect switch is closed again. Then it is advisable that the support control function takes into account the now relevant directly coupled synchronous generator in its behavior.
  • the topology information may include information about connected generator units.
  • information on types of generator units which dominate the electrical supply network namely in particular information about synchronous generators directly coupled to the electrical supply network.
  • Especially large power plants are so far dominant types of generator units and these also have correspondingly large coupled directly to the electrical supply grid synchronous generators.
  • Especially such large synchronous generators coupled directly to the electrical supply network may be the cause of oscillation following a network fault. Accordingly, it is proposed to consider this information as topology information and to select dependent on the support control function. According to one embodiment, it is alternatively or additionally proposed that the selection of the support control function takes place as a function of an evaluation result of a predetermined evaluation logic.
  • Such evaluation logic can take into account, for example, said switch positions. For example. can be excluded depending on the switch position of a first switch, a group of default functions as a support control function and come to another shortlist. Depending on further information, for example on connected generator units, a smaller group or already the concrete predefined function can then be selected from the group that is in the shortlist.
  • the support control function is adjustable. This also allows the support control function to be adapted to corresponding conditions.
  • the backup control function By setting the backup control function, what has been described above in connection with selecting a backup control function from a plurality of default functions can be achieved. By setting there are basically more options for the settings or more degrees of freedom than when selecting from several default functions.
  • this advantage is paid for by the fact that setting in the implementation can also be more complex and, if necessary, a selection from a plurality of predefined functions can be more distinct and better reproducible.
  • the support control function can be set externally via a data interface.
  • the possibility is created here that a network operator can set the backup control function.
  • the backup control function be transmitted externally.
  • the selection of the support control function can thus take place in that the support control function to be selected is transmitted externally.
  • a support function which in his view is meaningful can be selected and then transmitted for use.
  • the use only takes place when a network error or the end of a network error occurs.
  • the setting of the support control function preferably takes place in that parameters of the support function are set.
  • parameters of the support function are set.
  • Such parameters are, in particular, an increase in a reactive power ramp and / or a slope of an active power ramp, which respectively indicates how strongly the active power or reactive power increases after the network fault or the end of the network fault.
  • the parameters may also each specify the beginning of a ramp, particularly related to the end of the network error.
  • the setting of the backup control function is preferably performed depending on topology information.
  • the explanations given in this context for selecting a support control function from a predefined function as a function of topology information are to be applied analogously here as well.
  • a converter penetration is determined.
  • Inverter penetration is a measure of the fraction of power supplied by converter controlled feeders to power fed through synchronous machines coupled directly to the electrical supply network.
  • these two different feeders can also differ significantly in their behavior.
  • an increase in regenerative energy producers and thus energy feeders increases the proportion of such feeders which feed into the electrical supply network through converters.
  • a controlled by a converter feeder is particularly a wind turbine or even a wind park, wherein the feed is carried out by means of at least one inverter, so a frequency inverter, which feeds the power directly, in particular by specifying a current signal by frequency and phase, or a voltage signal , It is also contemplated that such a converter does not or only partially fed directly into the electrical supply network, but, at least in part, feeds power in that it controls a so-called. Double-fed asynchronous machine.
  • converter-controlled feeders of directly coupled to the electrical supply network synchronous machines differ in that they can respond very quickly and very flexible and in particular can be well controlled by a microprocessor and thereby very closely adapt their feed signal to specifications.
  • the characteristic of the feeder depends on synchronous generators coupled directly to the electrical supply network also significantly from their physical properties. Directly coupled synchronous generators are more likely to oscillate or are more difficult to influence by a controller than is the case with inverter-controlled feeders. Also initially described and later described reaction characteristics of directly coupled synchronous generators for network faults or their end do not occur in inverter-controlled feeders.
  • inverter penetration can be a significant feature of the electrical supply network, which also has an effect on fault behavior or after-fault behavior, and precisely this can be taken into account by means of appropriately adapted auxiliary control functions.
  • the converter penetration may refer to the electrical supply network, is fed into, or it may relate to a subsection of the electrical supply network, or it may also refer to a near the network connection point, is fed into the defined short-range.
  • the consideration of a converter penetration for example, in a section of the European interconnected network may be useful.
  • the European interconnector network to use this example, is very large and a converter-controlled feeder, for example, fed in Denmark, will often have little influence on a behavior in Spain, but at the same time a Umrichter carefullydringung can influence regionally.
  • a vibration process which is taken into account here, can also occur in a subsection of the supply network or in a near zone, even without this subsection or this near zone having to be separated from the rest of the electrical supply network, in this example the European interconnected network.
  • the inverter penetration can also relate to the entire electrical supply network.
  • a situation could, for example, be the case for an electrical supply network the size of the electrical supply network in Ireland or for electrical supply networks which are smaller.
  • the support control function is set or selected as a function of the determined converter penetration. Again, all types of setting or selection of the support control function already described come into consideration. It is particularly important in a high inverter penetration is to be expected that on the one hand with a low susceptibility to vibration of the electrical supply network, on the other hand, however, is expected that the other, namely many inverter-controlled feeder at high converter penetration determined even all possibly a vibration can counteract. It must therefore be remembered that there are many more inverter-controlled feeders that try to counteract any vibrations. Accordingly, it is proposed that this be taken into account in such a way that a control overreaction is avoided.
  • the method is characterized in that a support control functions controls an active power component and a reactive power component, in particular that an active power function and a reactive power function are provided for this purpose.
  • the active power function and the reactive power function can be combined in the support control function. In particular, they can together form the backup control function.
  • the active power portion is provided for achieving a first support task, in particular for achieving a frequency support.
  • the reactive power component is provided for achieving a second supporting task, in particular for achieving a voltage support.
  • the first support task and the second support task are prioritized depending on the determined inverter penetration. Depending on the inverter penetration so the first or second support task is taken more into the foreground.
  • the active power function or reactive power function accordingly has a correspondingly greater proportion of the backup control function.
  • a ratio of the active power component to the reactive power component and / or a ratio of an increase in the active power component to an increase in the reactive power component be selected as a function of the determined converter penetration.
  • the active power component and the reactive power component may be the same, so that a ratio of 1. in a balanced case, the increase of the active power component may be the same as the increase in the reactive power component.
  • the greater the determined converter penetration the greater the active power component or its increase compared to the reactive power component or its increase.
  • the reactive power from a reactive power value during the network fault if power continues to be fed despite network faults, be lowered to a new reactive power value, in particular in the case of a so-called FRT (Fault Ride Through) case.
  • FRT fault Ride Through
  • the reactive power is controlled by means of a ramp function to the new reactive power value, in particular, that it is lowered to the new reactive power value.
  • This new reactive power value may then be considered as a post-fault operating point or form part of it.
  • the reactive component or its rise is particularly large. This can also mean that then the active power function is particularly large compared to the reactive power function.
  • this is a Nachschreib , in which the active power and reactive power are ramped up after the error especially by ramps, but can also have interruptions.
  • the converter penetration is now large, ie if there is a high proportion of converter-controlled feeders in the electrical supply network, it is proposed, in any case according to one embodiment, to increase the active power faster than the reactive power.
  • a low converter component that is with a low converter penetration, it can be the other way around.
  • Such a comparison can be oriented in particular to nominal values, ie to the nominal effective power or nominal reactive power.
  • the proposed prioritization is based in particular on the idea that, in the event of a high level of inrush, following a network fault, few oscillation effects due to directly coupled synchronous generators are to be expected. At the same time, however, even with little supply of the electrical supply network, active power can be expected from such directly coupled synchronous generators. Accordingly, as much as possible or as fast as possible active power should be fed through the converter-controlled feeders, in particular the wind turbine or the wind park. With such a high inverter dominance would not be synonymous with a swing in the electrical Supply network to be calculated, because here, too, the proportion fed by converter-controlled feeders active power is dominant.
  • a grid stabilization By feeding in a lot of reactive power, a grid stabilization can be achieved, which tends to prevent a swinging up.
  • the active power is correspondingly less or more cautiously fed or started up.
  • a converter penetration or a converter component in the electrical supply network refers to the respectively feedable active power. It is therefore not important that the directly coupled synchronous generators of the number of It is preferable to use the real power supplied by both groups as the reference variable.
  • the method is characterized in that the support control function specifies or specifies at least one of the following relationships or one of the following properties:
  • a chronological progression of the active power to be injected or additionally fed is how the start-up of the active power is controlled in particular, and how this is to take place is indicated by the support control function.
  • a time course of a voltage to be impressed As a result, it is possible in particular to achieve stress stamping, which is advantageous not only when there is a high level of converter penetration, and directly coupled synchronous generators can not achieve sufficient voltage support.
  • the support control function basically provides a voltage-dependent reactive power supply and this can be adjusted according to the situation, in particular depending on the network topology.
  • a connection can be regarded as amplification or amplification factor and this amplification or amplification factor can be selected and set depending on the situation.
  • the reactive power or the reactive current in particular its increase after the network error is not set or not only as a function of a mains voltage, but over a time function.
  • this can include a reactive power ramp or reactive current ramp, which indicates how the reactive power or the reactive current is increased over time, in order then to reach the most stable operating point possible after the network fault.
  • an initial dead time can be considered or adjusted, which must pass before the active power is increased.
  • This start dead time can also be part of the predetermined trajectory. This is particularly the startup of the active power controlled by a network error.
  • a ramp is used whose pitch can be adjusted. Especially when considering vibration, it may be useful to combine several
  • Such a time delay may be in the range of 100 to 500 ms.
  • the further course can be marked via the steepness of the respective flank. This is preferably specified for active power and reactive power, but can be specified independently of each other. In both cases, it is a question of active power and reactive power feed-in and start-up of these powers, but in fact this can be done by appropriately controlling the corresponding current, namely the active or reactive current.
  • a threshold value can be set via this triggering voltage. Only when the voltage has exceeded this value again, in particular the mains voltage or an equivalent voltage, is the end of the network fault assumed.
  • Such a value may be in the range of 50 to 90% of the rated mains voltage or 50 to 90% of the mains voltage before the mains fault.
  • a multi-variable function is used as the backup control function.
  • a multi-size function is a function that depends on several input variables.
  • a reactive power or a reactive current as a function of time and additionally as a function of the mains voltage or a mains voltage change is proposed as a multi-function function for the auxiliary control function. It can thereby be achieved that, over time, the reactive power is boosted after the network fault, but at the same time the voltage is taken into account, so that, for example, depending on the mains voltage or mains voltage change, the reactive power is more or less increased than predetermined solely by the time would.
  • a real power or an active current as a function of time and also as a function of the mains voltage or a mains voltage change is proposed as a multivariable function.
  • reactive power apply mutatis mutandis.
  • it's about a way to power up the active power as a function of time at the same time consider the voltage. It will be especially important pointed out that just the active power is usually changed depending on the grid frequency rather than the grid voltage, but here when restarting after a grid fault, especially the consideration of the mains voltage is useful to achieve a stable operating point.
  • a real power or an active current as a function of time and also as a function of the mains frequency or a mains frequency change is proposed as a multivariable function.
  • reactive power apply mutatis mutandis.
  • the active power which is usually changed as a function of the mains frequency as the mains voltage, is given special consideration here when restarting after a network fault in order to achieve a stable operating point.
  • the multi-variable function is a reactive power or a reactive current as a function of time and also as a function of an injected active power and furthermore also the mains voltage or mains voltage change. So here is a multi-size function proposed, which depends on three sizes.
  • the injected active power is added here as another input variable.
  • aspects such as whether the reactive power is to increase faster or slower than the active power can be considered here.
  • the backup control function is composed of several of these multi-size functions.
  • the reactive power as a multi-size function u.a. also oriented to the active power as the other multi-size function.
  • the active power time- and voltage-dependent controlled namely in particular can be booted and this way of starting the active power then affects not only the time and the mains voltage but also the control of the reactive power and the control of the reactive current.
  • information or parameters for selecting a support control function be received externally before the occurrence of the network problem or network error, in particular that the information tions or parameters in predetermined and / or individually changing time intervals and / or after a change in their contents are received by the inverter-controlled generating unit.
  • This update may be dictated by time periods or updated due to changes in the situation. If the situation changes, that is, if, for example, a directly coupled synchronous generator is connected or disconnected, the backup control function can be changed. If it is changed, this may be a reason to initiate a transfer of this changed support control function. Likewise, even if the support control function is not transmitted but is changed directly, the example mentioned change in the situation, so the connection or disconnection of the example mentioned directly coupled synchronous generator, as such adjusting, so change, the support control function trigger. The corresponding information is then transmitted. Periods of a few minutes to a few hours are preferably proposed as predetermined time intervals. In particular, it is proposed that the predetermined time intervals be in a range of 10 minutes to 5 hours, in particular in a range of 30 minutes to 2 hours.
  • a generating unit in particular a wind energy plant, a wind park, a memory of electrical energy or a combination thereof is also proposed.
  • This generating unit is inverter-controlled and prepared for exchanging electrical power with an electrical supply network having a grid frequency. This exchange of electrical power takes place at a grid connection point of the electrical supply network.
  • the generating unit comprises a converter for exchanging electrical power in dependence on a control function, wherein the electric power can comprise active and reactive power.
  • an inverter is provided, the electric power in a can supply electrical supply network. If necessary, however, it can also remove reactive power from the electrical supply network, if necessary also active power, so that it is prepared for exchanging electrical power.
  • a control device for controlling the exchange of electrical power by means of a control function, wherein the control function controls the power as a function of at least one state variable of the electrical supply network.
  • the state variable is a mains voltage as well as a mains frequency.
  • the power is fed or removed depending on the mains voltage and / or the mains frequency. But there are also other state variables into consideration.
  • the control device is also set up so that it is possible to change as a control function between a normal control function and at least one support control function different from the normal control function.
  • the normal control function is used when it has been detected that the electrical supply network is working more stable.
  • the backup control function is used when a network problem, network failure, or end of network failure has been detected.
  • the input power controls so that a vibration in the electrical supply network can be counteracted, especially a vibration of a synchronous generator connected to the electrical supply network or caused by the synchronous generator oscillation. This relates particularly synchronous generators coupled to the electrical supply network.
  • a generating unit is proposed, which is prepared to carry out a method according to one of the embodiments described above. Accordingly, for further explanation, reference is made to explanations of at least one embodiment of the method.
  • a data interface is provided for the generating unit to receive information or parameters externally for selecting and / or setting a control function.
  • the network operator in particular can influence the control function.
  • he can select a particular control function, in particular from a plurality of predefined functions, or alternatively, or in addition to this, he can set the control function or change accordingly. This is especially about selecting and / or setting the Support control function.
  • the normal control function can be selected or set here.
  • Figure 1 shows a wind turbine in a perspective view.
  • FIG. 2 shows a wind park in a schematic representation.
  • 3 to 5 show diagrams of possible behavior of a synchronous machine in the
  • Figure 6 shows a structure of a control device with a feed device schematically.
  • FIG. 7 schematically shows a diagram with different strategies of a power increase after a network problem, network error or end of the network error.
  • FIG. 8 schematically shows a network structure with a directly coupled synchronous machine and a wind park illustrated as a consumer.
  • FIG. 8 a / b show working characteristics for different conditions for the network structure according to FIG. 8.
  • FIG. 9 is an illustrative diagram of voltage recovery after a fault along with possible power controls that may be implemented via support functions.
  • Fig. 10 shows another illustrative possibility for a backup control function for use after a network failure.
  • FIG. 1 shows a wind energy plant 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • the nacelle 104 has a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 1 10 arranged.
  • the rotor 106 is set in rotation by the wind in rotation and thereby drives a generator in the nacelle 104 at.
  • FIG. 2 shows a wind park 112 with, by way of example, three wind turbines 100, which may be the same or different.
  • the three wind turbines 100 are thus representative of virtually any number of wind turbines of a wind farm 112.
  • the wind turbines 100 provide their power, namely, in particular, the power generated via an electric parking network 114 ready.
  • the respectively generated currents or powers of the individual wind turbines 100 are added up and usually a transformer 116 is provided, which transforms the voltage in the park up to then at the feed point 118, which is also generally referred to as PCC, into the supply network 120 feed.
  • Fig. 2 is only a simplified representation of a wind farm 112, for example, shows no control, although of course there is a controller.
  • the parking network 114 can be designed differently, in which, for example, a transformer at the output of each wind turbine 100 is present, to name just another embodiment.
  • FIGS. 3 to 5 illustrate the behavior of a synchronous machine coupled directly to the electrical supply network in the vicinity of a converter-controlled generating unit, in particular in the vicinity of a wind energy plant or a wind farm.
  • synchronous generators or synchronous machines which is used here as a synonymous term, in a network error, which leads to a voltage dip, can get into vibration, which can be triggered in particular by a phase jump.
  • the mean rotor angle then leads, because the machine could not deliver the full active power to the grid during the voltage dip.
  • Synchronous machines can also be vibrated by a sudden parallel active power feed, which is illustrated in FIG. FIG. 3, the same applies to FIGS. 4 and 5, shows working characteristics of a synchronous machine, namely the machine torque ms as a function of the rotor angle 5Q.
  • FIG. 3 the behavior of a synchronous machine which is operated in the vicinity of a converter-controlled generating unit is illustrated by a fast connection of a parallel active power feed, specifically by a close-coupled judge-led generating unit.
  • the working characteristic 301 with the operating point A shows the situation before the fast connection. Due to the sudden parallel active power supply, this working characteristic 301 suddenly changes into the new working characteristic 302 and the new operating point B initially results, at least ideally, from the current rotor position.
  • the constant drive torque of a power plant can, however, be controlled by the synchronous generator at this operating point are not absorbed, so that there is an excess torque and the flywheel is accelerated according to this torque excess and the inertia of the entire rotor.
  • the kinetic energy in the rotor leads to a pass through the pole by the characteristic, namely the new working characteristic 302.
  • the rotor is braked by the higher torque again. This excess energy should be removed as soon as possible, so that the synchronous machine returns to a normal operating state.
  • a possible return is illustrated by the transition section 303.
  • the operating point A is in a swinging and thus oscillating manner to the operating point C on the new working characteristic 302 on.
  • an acceleration surface 306 and a braking surface 308 located.
  • the acceleration surface 306, ie essentially the triangle ABC is smaller than the possible braking surface 308.
  • the movement is thus decelerated more than accelerated, the possible braking energy is thus greater than the acceleration energy.
  • FIG. 3 shows the situation for a stable compensation process.
  • the working characteristic 402 shows the situation after the rapid connection. If, during the swing back, less active power is fed in by the near-converter-controlled generating unit, this supports the active power recovery of the synchronous machine because it leads to an increase in the operating characteristic 402 to the increased operating characteristic 404.
  • the flywheel of the synchronous generator whose vibrations are considered, is further accelerated from the pre-fault condition, ie from the starting point 401 during the fault, to an intermediate point 403, which is further to the right and down.
  • Condition for a stable return is now that the area shown to the left of the intermediate point 403 Acceleration surface 406 is not greater than the original braking surface 408, which is located at the top right of the intermediate point 403, namely under the original curve, ie below the working characteristic 402.
  • the original braking surface 408 ', which is below the original curve 402, and the likewise plotted modified braking surface 409, which is below the shifted working characteristic 404, are the same size. It turns out, however, that the shifted curve 409 has a larger distance to the tilting point 405, which is formed by the intersection of the curve with the moment m a . Due to this larger distance, the shifted working characteristic 404 has more stability reserves, which can be achieved by the described shifting of the working characteristic.
  • the flywheel from the pre-fault condition indicated by the black dot 401 is accelerated further to the right and bottom during the fault (403).
  • the condition for a stable return is that the area to the left of the point 403 is not larger than the area in the upper right of the point 403, below the curve.
  • the area 408 ', which is below the old working characteristic 402, and the area 408 ", which is below the shifted working characteristic 404, are the same size. It turns out, however, that the surface 408 "has a greater distance to the tipping point, which has the point of intersection of the curve with the moment m a , than the surface 408 'and thus more stability reserves.
  • FIG. 8b Another strategy proposed is stabilization through forced reactive power feed-in. This is illustrated in FIG. 8b.
  • the working characteristic 830 shows the situation after a quick connection.
  • the proposed forced reactive power feed by a near converter-controlled generating unit leads to the shift to the changed second working characteristic 834.
  • the ratio of an acceleration surface to a braking surface can be improved.
  • the acceleration surface results from the error and it must be basically smaller than the braking surface.
  • the effect of the reactive power supply is indeed smaller than that through the active power supply, but specifically by modulating the reactive power, which can be achieved by modulating the Ad mittanz YL, namely by power electronics of the wind park 812 as a function of speed deviation, can improve the Dampening a synchronization process can be achieved, ie a process in which the speed of the synchronous generator is synchronized back to the mains frequency, ideally to the nominal network frequency.
  • the converter-controlled feed device in particular the wind farm, is equipped with at least one device for feeding in a transverse voltage.
  • This can be achieved by a FACTS device or a cross transformer.
  • a stability reserve of a synchronous machine can be achieved by targeted shifting of the rotor angle. This is illustrated in Figure 5, which shows a shift of the working characteristic 502 to a shifted working characteristic 504. In this case, a shift in both directions, depending on the size of the Polradwinkels, stabilizing effect.
  • the acceleration surface 506 and the displaced braking surface 508 show that the stability reserve is increased from 502 to 504 by the shift of the operating characteristic.
  • the rotor angle of the synchronous machine can also be changed to a small extent by a targeted active and reactive power supply.
  • the active power and reactive power have to be changed in such a way that exactly one shift according to Figure 5 occurs.
  • Figures 8a and b which will be explained below, superimposed.
  • the effect is significantly smaller than by the impression of a transverse stress, which is why even a modulation of the rotor angle can be used again for stabilization, in comparison to the simple increase of the stability reserve.
  • FIG. 6 schematically shows a control device 600 with a feed device 602, which feeds into an electrical supply network 604.
  • the feed device 602 receives from the control device 600 a power setpoint value S (t).
  • generalization refers here to the complex apparent power, ie the apparent power in terms of magnitude and phase.
  • the active power P (t) and the reactive power Q (t) are given as separate values.
  • the following is simplifying the performance or power specification, which can mean active power and / or reactive power.
  • this performance depends on the time t, that is, that no constant is passed, but that a value or several values can or may fluctuate.
  • the feed device 602 then receives this power specification and generates therefrom a 3-phase current I, which can also be referred to here as a feed-in current, and which is fed into the electrical supply network 604.
  • a 3-phase current I which can also be referred to here as a feed-in current
  • a transformer could still be arranged, to which, however, it does not matter.
  • a mains choke is provided regularly, which is also not shown here and can be understood as part of the feed device 602.
  • the feed device 602 can be constructed from one or more inverters, which derive their power in particular from a generator of a wind energy plant. In order to control the power in accordance with the power specification S (t), it is also often necessary to control the power of said generator or to control this generator.
  • a normal control function in the normal control function block 606 In a normal case where the network is stable and, in particular, no network problem or network failure has occurred, a normal control function in the normal control function block 606 generates the power demand S (t). For this purpose, the normal control function block 606 receives the mains voltage U and the network frequency f as input variables.
  • the mains voltages U are detected by the voltage measuring means 608. From the network voltage U detected in this way, the frequency f can be detected via the frequency determination block 610 and then entered into the normal control function block 606 as a further input variable.
  • the mains voltage U and the mains frequency f are not represented as a quantity dependent on the time. In fact, both depend on time From and to this dependence on time, so their temporal change, it is also often here.
  • the normal control function determines the normal control function block 606, the power S (t) and this is the selector 612 in the normal case, so if there are no network problem or error or short term templates and otherwise no loss of stability of the electrical supply network 604 is expected, passed to the feeder 602 .
  • the normal control function which is stored or implemented in the normal control function block 606, can in particular determine an active power specification P as a function of the network frequency and determine a reactive power specification Q as a function of the system voltage U. The result can then be summarized in the power specification S (t). In principle, however, it is also considered that no reactive power component Q or no active power component P is determined.
  • the selector 612 switches over and forwards a power setting S (t) from the backup control function block 614 to the feeder 602.
  • Such a switch can be triggered by the detection of a network problem, network error or end of such a network error.
  • This is shown in FIG. 6 as an event E for simplicity.
  • This event E is detected in an event detection unit 616.
  • both the event detection unit 616 and the selection device 612 and also the other elements shown can also be implemented differently.
  • the structure shown overall for the control device 600 can also be implemented as software in a control device, to name just one further example.
  • the event detection unit 616 illustrates that the event E can be detected as a function of the mains voltage U and the mains frequency f. This may, for example, be such that a voltage dip leads to the detection of an event E.
  • the support control function in the support control function block 614 receives as inputs, as does the normal control function block 606, the grid voltage LJ and the grid frequency f.
  • the support control function, and hence the support control function block 614 receives as a further input from the line frequency f a time derivative.
  • This derived network frequency / is generated in the diverter 618.
  • an active power P depending on such
  • Frequency derivative f are generated or take this into account additionally.
  • a frequency analysis or via a DFT in the frequency analysis device 620 is provided.
  • the result is in particular a frequency spectrum f (f) of the network frequency f.
  • a frequency analysis that is, for example, a corresponding Fourier transformation
  • a characteristic oscillation of a synchronous generator 622 of a large-scale power plant 624, shown schematically in FIG. 6 can be detected.
  • This frequency-dependent frequency spectrum f (f) can thus also be evaluated in the event detection unit 616, which is not shown here for the sake of simplicity.
  • the event detection unit 616 which is not shown here for the sake of simplicity.
  • Event detection unit 616 from the frequency spectrum f (f) of the network frequency f that has generated the frequency analyzer 620 know the characteristic oscillation frequency of the synchronous generator 622 and then determine when monitoring the network frequency f, if the mains frequency f just oscillates with this characteristic frequency of the synchronous generator 622 , If this happens with a correspondingly high amplitude, this can lead to an event E being detected. Accordingly, this event E can also form an input variable for the backup control function and thus the backup control function block 614.
  • Such an identified event E can be used for the support function in the support control function block 614 as temporal, namely temporally precise, trigger, which is also referred to in the jargon as a trigger.
  • a dynamic, in particular an eigenvalue, of the backup control function may depend on a detected characteristic oscillation frequency of the synchronous generator 622.
  • the selector 612 toggles such that the power preset S (t) is given by the support control function in the support control function block 614, and the support control function block 614 receives as inputs the utility voltage U, the grid frequency f and its derivative.
  • the frequency spectrum f (f) and the triggering or recognized event E can additionally be taken into account.
  • FIG. 7 schematically shows a diagram with different strategies of a power increase after a network problem, network error or end of the network error.
  • a frequency gradient 710 which can also be referred to mathematically as df / dt, is shown with decaying amplitude.
  • the lower diagram shows various performance increases as performance curves 701 to 704. Both diagrams use the same time axis.
  • FIG. 7 shows a power dip in which the power drops, for example, from an initial value Po to zero.
  • the actual viewing or illustration does not start until the time to, at which time a power feed-in, namely active power feed-in, is to be resumed.
  • the oscillating behavior of the frequency or the vibration of the frequency gradient 710 shown in the upper diagram is only considered from this point in time to. In particular, the two diagrams in the area before time to are not matched.
  • the course of the frequency gradient 710 is also approximately equal sinusoidal and decaying.
  • a curve of a peak value S fG (t) of the frequency gradient 710 is shown, which can also be referred to as the peak value function 712.
  • the peak value function 712 thus indicates at each instant a maximum value of the frequency gradient 710 and thus forms approximately an upper curve of two enveloping curves of the oscillating frequency gradient.
  • the first power curve 701 forms a simple ramp that does not depend on the frequency gradient 710. Such a ramp may constitute the state of the art, but it may also serve as a basis for superposition with a frequency function 710-dependent power function.
  • the second power curve 702 shows such a superimposition. It is composed of the ramp of the first power curve 701 or a similar ramp, and a power function directly dependent on the frequency gradient, which superimposed forms the second power curve 702 with the ramp.
  • the directly dependent on the frequency gradient power function may, for example, be a proportional to the frequency gradient function. It thus results in an increase in power, but can specifically counteract vibrations, which can be achieved by the superimposed dependent of the frequency gradient performance function. The power thus increases, without thereby stimulating the oscillation, which is reflected in the frequency gradient 710. Instead, such a vibration is damped.
  • the third power curve 703 is only dependent on the peak value function, ie does not consider the oscillation of the frequency gradient 710, but only the course of the amplitude. Thus, the third power curve 703 has no oscillation. At the beginning of the desired power increase, it only weakens the power. When the vibration stops, the power can be increased more. As a result, the third performance curve 703 has a gradient increasing with time, which is also proposed as a general feature.
  • a further proposal is to superimpose a performance function 703 on a power function which depends on the frequency gradient 710. Instead of superimposing this power function on the ramp-shaped power curve 701, it is therefore proposed here to superimpose this power function on the third power curve 703.
  • the result is the fourth performance curve 704.
  • the initially weak increase in the third power curve prevents an excessive power increase in the event of a swinging condition and the power function, which is directly dependent on the frequency gradient, specifically controls the vibrations.
  • the slight increase in the third power curve there also allows a stronger countersteering by the directly dependent on the frequency gradient power function.
  • the network structure of Figure 8 illustrates a network section 800 formed essentially by first and second reactances 801 and 802, which for simplicity are assumed to be equal in size.
  • This network section 800 is connected to the rest of the network 804, which for simplicity is assumed to be a rigid network.
  • a synchronous machine 806 is present, which can also be referred to as a synchronous generator, and which is coupled directly, so without the interposition of an inverter, to the electrical supply network, namely here with the network section 800 at the first reactance 801.
  • the synchronous machine 806 can via a Turbine 808 with drive shaft 810, which is only hinted here, driven and these three elements are also representative of a power plant 816.
  • the synchronous machine 806 is connected via this network section 800 with the rest of the network 804.
  • the network section 800 particularly the two reactances 801 and 802 form a load flow path.
  • a wind farm 812 is represented here by an ad mittance YL as a consumer and connected between the first and second reactance 801, 802.
  • a switch 814 illustrates that the wind farm 812 may also be disconnected from the grid section 800.
  • FIG. 8a shows a working characteristic curve 830 which assures a torque / rotor angle dependence of the synchronous machine 806 in normal operation a parallel feed through the synchronous machine 806 and the wind park 812 represents.
  • FIGS. 8a and 8b use the same representation as FIGS. 3 and 4.
  • FIG. 8 a shows how a working characteristic, which in principle can also be called synonymous as an operating characteristic, changes when a
  • FIG. 8a shows how the operating characteristic 830 of the synchronous generator 806 moves to the upper left to the changed first operating characteristic 832 by the reduction of the
  • FIG. 8b shows the influence of an additional reactive current feed-in on the torque / rotor angle dependence by the wind park 812.
  • the operating characteristic 830 which is assumed to correspond to the operating characteristic 830 of FIG. 8a.
  • the working characteristic 830 in FIG. 8b again forms an output characteristic curve in the case of a parallel supply by the synchronous generator 806, that is to say the power plant 816 and the wind farm 812.
  • the stability reserve (the possible braking surfaces) of the synchronous machine 806 increases by the shift of the torque Polradwinkelkennline, ie the working characteristic 830 up to an altered second working characteristic 834th This shift namely achieves an increase or increase in the braking surfaces, as explained in Figures 3 and 4.
  • FIG. 8b also shows a reaction to an injection of an inductive reactive current through the wind park 812. This results in the changed third working characteristic 836, which is shifted downwards. It shows that this feeding of an inductive reactive current degrades the stability of the synchronous machine 806 corresponding to the lower operating characteristic 836.
  • the pole wheel angle of the synchronous generator 806 of the power plant 816 alone can be changed.
  • the effects according to the changed first and second working characteristic 832, 834 can overlap.
  • the shift in the other direction can be done accordingly by an increase in active power with simultaneous capacitive power supply.
  • a behavior of a synchronous machine is emulated for the control of the power supply by the converter-controlled generating unit and for this purpose a virtual synchronous machine with a virtual moment of inertia can be used as the basis.
  • This behavior and / or an increase in the virtual mass moment of inertia is preferably activated after a voltage recovery. Activation is also considered in the passage of the oscillating frequency through the Vorêtnetzfrequenz, ie by the frequency that existed before the error. That would correspond to a passage through an equilibrium point.
  • the proposed measures relate to a hybrid supply structure, in which conventional and converter-fed input are used simultaneously.
  • it is also proposed to take into account the inverter penetration and depending on the proposed measures to take.
  • a very high proportion of a converter-fed feed in particular> 95%
  • a tendency to instability of the synchronous machine is accepted, since in networks with a very high regenerative penetration, the restoration of the power balance must be prioritized. This is particularly based on the recognition that in such a system, the flywheel low, and the frequency sensitivity is high.
  • a system stability and stability of electrically adjacent synchronous generators should be achieved with a locally and globally high penetration with converter-controlled generation units. It is also to be achieved that more inverter-controlled generation units may be set up and connected to the grid in the future, even if only a few directly coupled synchronous generators are still operating on the grid.
  • Fig. 9 shows two diagrams indicating the same time axis. The lower diagram shows a voltage curve of the mains voltage U over the time t before, during and after a network fault. The network error occurs approximately at time to and is considered to be finished at time ti. Before the grid fault, the grid voltage LJ has approximately nominal voltage UN and then drops to a low value, which may be 5% of the rated voltage UN, for example.
  • a possible power curve of the injected active power P is shown in the upper diagram. Accordingly, an active power is, for example, fed before the network error until the time to with the amplitude Pp, which then drops to zero in the network error. After or after the end of the network fault at time L, the injected active power P is then increased.
  • This increase is carried out by a backup control function which, for example, can specify a slope m of this increase in active power. The slope may depend on various criteria, as described above for embodiments of the method according to the invention.
  • the slope may depend on an inverter component in the electrical supply network. This is illustrated in FIG. 9 by three different time-related slopes mi, it ⁇ 2 and rrn.
  • the support control function can thus be selected, for example, from a plurality of default functions, each having one of the slopes.
  • the slopes mentioned as examples rrn, rri 2 or rm are set as parameters.
  • the support control function is selected or adjusted so that a, caused by the synchronous generator, oscillation is counteracted. This is done here by the appropriate slope.
  • FIG. 10 starts from the same initial situation as FIG. 9 and also uses the same time axis.
  • the support control function has different slopes mi and m2. This is illustrated in FIG. 10, according to which, starting from or after the end of the network fault at the time t 1, the active power is first of all with the first slope mi is increased, so it is increased by a ramp with the slope mi.
  • the fed-in power P be kept constant for a predetermined period of time, namely until time t3.
  • the injected power P is then increased with a second slope m2, which in the example shown is smaller than the first slope m2.
  • This can be counteracted a swing, especially a swinging of a vibration in the electrical supply network, with appropriate parameterization and worked towards a stable operating point.
  • the initial fast increase in active power can achieve a first operating point with much injected active power, whereas the second slower increase can achieve or promote vibration calming.
  • FIGS. 9 and 10 may be different despite the same designation (irn and ITI2). However, in both examples, ie FIGS. 9 and 10, it is fundamentally provided that the power then again reaches the power Pp which was fed in before the network fault, unless further boundary conditions, such as, for example, a temporary weakening of the wind, are opposed.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Austauschen elektrischer Leistung mit einem elektrischen Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz ausweist, mittels einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit, insbesondere einer Windenergieanlage oder eines Windparks, an einem Netzanschlusspunkt, umfassend die Schritte Austauschen elektrischer Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann, wobei die Steuerfunktion die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes steuert und als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und einer zur Normalsteuerfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktion gewechselt werden kann, und die Normalsteuerfunktion verwendet wird, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet und die Stützsteuerfunktion verwendet wird, wenn ein Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde, wobei die Stützsteuerfunktion die eingespeiste Leistung so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, besonders einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators, bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwingung.

Description

Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Austauschen elektrischer Leistung mit einem elektrischen Versorgungsnetz. Insbesondere betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zum Austauschen elektrischer Leistung zwischen einer Windenergieanlage oder einem Wind park mit einem elektrischen Versorgungsnetz. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung eine entsprechende Windenergieanlage bzw. einen entsprechenden Wind park.
Im Wesentlichen betrifft das Austauschen elektrischer Leistung das Einspeisen elektrischer Leistung, da aber besonders Blindleistung nicht nur eingespeist, sondern auch entnommen werden kann, je nach Situation, liegt somit auch ein Verfahren bzw. eine Vorrichtung zum Austauschen elektrischer Leistung vor. Grundsätzlich kann aber auch Wirkleistung aus dem elektrischen Versorgungsnetz entnommen werden.
Es ist bekannt, mit einer Windenergieanlage elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz einzuspeisen. Üblicherweise orientiert sich die Windenergieanlage, gleiches gilt grundsätzlich auch für einen Wind park mit mehreren Windenergieanlagen, an einer Netzfrequenz in dem elektrischen Versorgungsnetz. Eine solche Netzfrequenz wird üblicherweise durch Großkraftwerke vorgegeben und gestützt. Solche Großkraftwerke besitzen dafür direktgekoppelte Synchrongeneratoren. Das bedeutet, dass diese Synchrongeneratoren, oder zumindest einer davon, unmittelbar mit dem elektrischen Versorgungsnetz elektrisch verbunden sind. Die Frequenz in dem elektrischen Versor- gungsnetz ergibt sich dann unmittelbar aus der Drehzahl des Synchrongenerators.
Insoweit können diese Generatoren, die ein großes Trägheitsmoment aufweisen, eine vergleichsweise stabile Netzfrequenz vorgeben. Tritt aber ein Spannungseinbruch im Netz auf, nämlich im Fall eines Netzfehlers, können diese direkt gekoppelten Synchrongeneratoren dadurch in Schwingung geraten, besonders durch weitere Rückkopplung mit dem elektrischen Versorgungsnetz. Besonders kann sich durch einen solchen Spannungseinbruch ein Phasensprung ergeben. Nach dem Spannungseinbruch kann dann der mittlere Polradwinkel voreilen, weil die Maschine, also der Synchrongenerator, wäh- rend des Spannungseinbruchs nicht die volle Wirkleistung ins Netz abgeben konnte. Grundsätzlich können aber auch andere Fehler zu einer solchen oder anderen unerwünschten Anregung der direktgekoppelten Synchrongeneratoren führen.
Solche direktgekoppelten Synchrongeneratoren, die auch als Synchronmaschinen be- zeichnet werden können, können auch von einer plötzlichen parallelen Wirkleistungseinspeisung in Schwingung versetzt werden, da sich die Arbeitskennlinie des Synchrongenerators durch eine solche plötzliche parallele Wirkleistungseinspeisung entsprechend plötzlich ändert. Wird ein solcher Energieüberschuss an den Synchrongenerator nicht schnell genug wieder abgebaut, kann der Synchrongenerator evtl nicht oder nicht schnell genug in seinen normalen Betriebszustand zurückkehren. Es besteht auch die Gefahr, dass sich die genannten verschiedenen Schwingungsanregungen so stark überlagern, dass sie den Synchrongenerator außer Tritt bringen.
Ein solches Verhalten eines Synchrongenerators bzw. mehrerer entsprechend direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelte Synchrongeneratoren, macht sich auch im Netz bemerkbar, bspw. als Frequenzschwingungen. Im äußersten Fall kann ein Außertrittgeraten des Synchrongenerators auch zu einem Zusammenbruch des elektrischen Versorgungsnetzes führen, wenn dies nicht ausreichend viele andere Erzeuger im elektrischen Versorgungsnetz auffangen können.
Zur Stabilisierung des elektrischen Versorgungsnetzes können dabei auch dezentrale Erzeuger beitragen, wie bspw. Windenergieanlagen. Solche dezentralen Erzeuger, die mittels eines Frequenzumrichters in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen, sei es nun direkt durch ein Vollumrichterkonzept oder unter Verwendung einer doppelt gespeisten Asynchronmaschine, können üblicherweise sofort auf Netzprobleme reagieren und bspw. bei einem Frequenzabfall sofort, zumindest kurzzeitig die in das elektrische Ver- sorgungsnetz eingespeiste Leistung anpassen. Dadurch können solche dezentralen Erzeuger, für die im Weiteren Windenergieanlagen repräsentativ genannt werden, eine schnelle Netzstützung erreichen. Eine solche Netzstützung kann umso wirkungsvoller ausfallen, umso mehr Windenergieanlagen oder andere dezentrale Erzeuger in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen. Darin liegt aber gleichzeitig eine Gefahr, dass nämlich solche schnell eingespeiste Stützleistung auch eine Ursache für eine zusätzliche Schwingungsanregung eines direkt gekoppelten Synchrongenerators sein kann. Im äußersten Fall könnte sogar eine solche Wirkleistungseinspeisung, je nach Randbedingungen, zu einem Außertrittfallen eines solchen Synchrongenerators führen. Aber selbst ohne eine solche extreme Folge ist eine Schwingungsanregung eines Synchrongenerators durch dezentrale Erzeuger unerwünscht.
Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender PCT-Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2016 115 431 A1 und Fu, Y. et al. "Damping control of PMSG-based wind turbines for power System stability enhancement" In: 2nd I ET Renewable Power Generation Conference (RPG 2013), Beijing, 2013.
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der o.g. Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung geschaffen werden, bei der eine Schwingungsanregung eines Synchrongenerators, besonderes nach einem Netzfehler, vermieden wird oder sogar bei ihrem Auftreten reduziert oder zusätzlich reduziert wird. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden. Erfindungsgemäß wird ein Verfahren nach Anspruch 1 vorgeschlagen. Dieses Verfahren betrifft ein Verfahren zum Austauschen elektrischer Leistung mit einem elektrischen Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz aufweist, mittels einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit, insbesondere einer Windenergieanlage, an einem Netzanschlusspunkt. Im Übrigen kann eine umrichtergeführte Erzeugungseinheit synonym auch als umrichtergesteuerte Erzeugungseinheit oder umrichtergesteuerter Einspeiser bezeichnet werden. Die umrichtergeführte Erzeugungseinheit, die als Windenergieanlage ausgebildet sein kann, oder auch als Wind park, tausch somit Leistung mit dem elektrischen Versorgungsnetz aus.
Dieser Austausch erfolgt zunächst so, dass die elektrische Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion ausgetauscht wird, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann.
Die Steuerfunktion steuert die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes. Besonders wird die Leistung in Abhängigkeit einer Netzspannung und/oder einer Netzfrequenz gesteuert. Die Netzspannung bzw. die Netz- frequenz bilden somit jeweils eine mögliche Zustandsgröße. Besonders wird hier die Wirkleistung in Abhängigkeit einer Netzfrequenz und die Blindleistung in Abhängigkeit einer Netzspannung gesteuert. Als Steuerfunktion kann zwischen einer Normalsteuerfunktion und einer zur Normalsteu- erfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktionen gewechselt werden. Es stehen somit unterschiedliche Steuerfunktionen zur Verfügung, besonders eine Normalsteuerfunktion und eine Stützsteuerfunktionen. Besonders die Stützsteuerfunktion kann ihrerseits aber veränderlich sein und/oder bedarfsabhängig aus verschiedenen potentiellen Stützsteuerfunktionen ausgewählt sein.
Die Normalsteuerfunktion wird verwendet, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet. Dies betrifft üblicherweise den Normalfall, in dem nämlich insbesondere kein Netzfehler oder keine Netzstörung vorliegt. Kleine Abweichungen besonders der Netzspannung von einem Nennwert für die Netzspannung als auch der Netzfrequenz von einem Nennwert der Netzfrequenz können auftreten, ohne dass von einem Netzfehler auszugehen ist. Insbesondere steuert die Normalfunktion auch abhängig dieser Werte, so dass sich diese Normalsteuerfunktion auch auf zumindest kleinere Änderungen einstellt. Wenn aber ein Netzfehler oder ein Ende eines solchen Netzfehlers erkannt wurde, wird die Stützsteuerfunktion verwendet. Für die Stützsteuerfunktion ist vorgesehen, dass diese eingespeiste Leistung, also insgesamt die ausgetauschte Leistung, so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, dass einer Schwingung also entgegengewirkt wird. Besonderes ist eine Stützsteuerfunktion vorge- sehen, die einer Schwingung eines im elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwingung entgegenwirken kann.
Dem vorgeschlagenen Verfahren liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass ein Netzfehler oder das Ende eines Netzfehlers eine Schwingung im elektrischen Versorgungs- netz auslösen kann. Das kann besonders durch einen oder mehrere direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundene Synchrongeneratoren verursacht sein. Dazu wird vorgeschlagen, die Stützsteuerfunktion speziell dafür anzupassen. Solange das elektrische Versorgungsnetz fehlerfrei arbeitet, wird eine solche spezielle Stützsteuerfunktion nicht benötigt und es kann die Normalsteuerfunktion verwendet werden. Tritt aber der Netzfehler auf bzw. ist er beendet, so ist es wichtig, dass sehr schnell auf die richtige Art und Weise reagiert wird. Es ist also wichtig, dass unter Verwendung einer geeigneten Steuerfunktion in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird, wobei eine solche geeignete Steuerfunktion möglichst schnell auch bereitstehen sollte. Dazu wird die Stützsteuerfunktion vorgeschlagen, die bereits an eine solche Situation, nämlich den Netzfehler bzw. sein Ende angepasst ist, und gleichzeitig auch auf eine Situation vorbereitet ist, bei der die genannten Schwingungen zu erwarten sind. Durch die Verwendung dieser Stützsteuerfunktion können nämlich für eine solche Situation bereits voreingestellte Parameter und/oder Charakteristika ausgewählt werden. Diese voreinge- stellten Parameter bzw. Charakteristika werden durch die vorgeschlagene Stützsteuerfunktion bereitgestellt und diese braucht dann im Falle des Netzfehlers bzw. bei Ende des Netzfehlers nur verwendet zu werden.
Solche voreingestellten Parameter betreffen besonders Steilheilten von Rampen oder Teilrampen, mit denen eine Blindleistung und/oder eine Wirkleistung nach dem Fehler wieder erhöht werden. Das kann auch schrittweise erfolgen. Dabei kann auch dieses genannte Hochfahren von Wirkleistung und Blindleistung aufeinander abgestimmt sein. Besonders kann in dieser Stützsteuerfunktion dadurch hinterlegt sein, eine der beiden Leistungen von Wirkleistung und Blindleistung schneller wieder hoch zu fahren.
Die Stützsteuerfunktion kann auch eine Verzögerung mit einer definierten Rampe bein- halten. Dadurch kann berücksichtigt werden, dass unmittelbar nach dem Fehler eine mit dem elektrischen Versorgungsnetze gekoppelte Synchronmaschine um einen gewissen Polradwinkel voreilt, und solange Stabilitätsreserven nicht überschritten sind, würde diese Synchronmaschine nach Spannungswiederkehr anfangen zurück zu beschleunigen. Tritt diese Situation auf, können sich Wind parks, die in der Nähe zu dieser Synchronmaschine an das elektrische Versorgungsnetz angeschlossen sind, besonders auf zwei Arten kritisch verhalten, wenn sie nicht erfindungsgemäß gesteuert werden:
Bei einer Art führen sie eine sehr schnelle Leistungswiederkehr durch, indem schnell die Wirkleistung erhöht wird, ggf. außerdem auch eine für die Situation nicht geeignete Erhöhung der Blindleistung durchgeführt wird. Das kann besonders dann ungünstig sein, wenn der Polradwinkel der Synchronmaschine noch maximal ist. Ein solches Verhalten der Windparks, oder eines einzelnen Wind parks, würde dazu führen, dass unmittelbar nach dem Fehler die Stabilitätsreserve der Synchronmaschine reduziert werden würde und die Synchronmaschine dann kann nicht definiert zurückschwingen könnte und sich schlechter oder gar nicht stabilisie- ren würde.
Bei einer weiteren Art kann eine Leistungswiederkehr durch die Wind parks, oder einen Wind park, durchgeführt werden, während die Synchronmaschine in einem Vorgang beim erneuten Hinschwingen zu einem großen Polradwinkel befindet, was unmittelbar nach Erreichen des unteren Scheitelpunkt ansetzt. In einer solchen Situation beschleunigt die Maschine nicht nur entsprechend ihrer im Magnetfeld gespeicherten Energie, sondern wird durch die Leistungswiederkehr des wenigstens einen Wind parks noch zusätzlich in diese Richtung gestoßen. Den Problemen beider erläuterter Arten kann besonders mit einer Rampe begegnet werden. Es kommt aber darauf an, die Rampe in einer richtigen Art und Weise vorzugeben. Besonders wird vorgeschlagen, dass die Rampe entweder unmittelbar nach Spannungswiederkehr anfängt, oder zunächst eine ganze Schwingungsperiode abwartet. Es wird vorgeschlagen, die Leistungserhöhung nur während des Zurückschwingens hin zum kleineren Polradwinkel durchzuführen. In der Stützsteuerfunktion können aber auch spezielle Charakteristika hinterlegt werden, bei welcher Spannung vom Ende des Netzfehlers ausgegangen wird, um erst dann bspw. ein Hochfahren von Wirkleistung und/oder Blindleistung zu steuern. Auch eine Strategie besonders des Hochfahrens von Wirkleistung und Blindleistung kann in der Stützsteuerfunktion implementiert sein, wie bspw. schrittweise hochzufahren, besonders mit Rampen und dazwischenliegenden Pausen, bei denen der jeweilige Wirk- und/oder Blindleistungswert für eine vorgegebene Zeitdauer beibehalten wird. Solche Parameter und/oder Charakteristika können auch die speziell zu erwartenden Schwingungen bzw. die diese bedingenden Charakteristika des elektrischen Versorgungsnetzes berücksichtigen. Besonders wurde erkannt, dass hier abhängig von vielen Bedingungen eine komplexe Strategie in Betracht kommen kann, die aber durch eine entsprechend voreingestellte Stützsteuerfunktion bereitgestellt werden kann. Besonders kann sie auch dann beim Netzfehler bzw. seines Endes ad hoc zum Einsatz kommen, wenn sie dann statt der Normalsteuerfunktion verwendet wird. Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass die wenigstens eine Stützsteuerfunktion für eine Steuerung in einem Nachfehlerverhalten vorgesehen ist, wobei ein Nachfehlerverhalten ein Verhalten des elektrischen Versorgungsnetzes unmittelbar nach dem Netzfehler bezeichnet. Besonders bezeichnet das Nachfehlerverhalten hier eine Spannungsrückkehr am Netzanschlusspunkt nach einem signifikanten Spannungseinbruch am Netzan- schlusspunkt.
Ein signifikanter Spannungseinbruch ist ein Einbruch der Netzspannung um wenigstens 50 %, bezogen auf die Netznennspannung und/oder bezogen auf die Netzspannung vor dem Spannungseinbruch. Hier wurde besonders erkannt und berücksichtigt, dass der Netzfehler als solcher nicht unbedingt die Verwendung einer Stützsteuerfunktion benötigt, ggf. nach ganz eigenen Vorgaben zu berücksichtigen ist. Besonders kann hier ein sog. Fehlerdurchsteuern im Vordergrund stehen. Ist der Fehler, also dieser Spannungseinbruch, durchsteuert, ist es dann besonders wichtig, wieder in einen stabilen, dann möglichst auch normalen Arbeitspunkt zu fahren. Insbesondere ist es auch wichtig, im Falle der Verwendung einer Windenergieanlage diese wieder in einen Betriebspunkt zu bringen, in dem sie stabil die aus dem Wind verfügbare Leistung einspeist.
Der Weg vom Ende des Netzfehlers bis zu diesem zumindest stabilen Arbeitspunkt kann hier als das Nachfehlerverhalten bezeichnet werden. Besonders auf diesen Vorgang, nämlich das Nachfehlerverhalten ist die dann verwendete Stützsteuerfunktion ausgelegt.
Gemäß einer Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion dazu ausgelegt ist, dass einer Schwingung entgegengewirkt wird, die hervorgerufen wird durch eine Reaktion wenigstens eines direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppel- ten Synchrongenerators auf den Netzfehler bzw. das Ende des Netzfehlers. Diese Ausführungsform konzentriert sich besonders darauf, dass ein direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchrongenerator auf den Netzfehler oder das Ende des Netzfehlers mit einer Schwingung reagiert. Auf diese Schwingung bzw. dieses Verhalten des Synchrongenerators ist die Stützsteuerfunktion ausgelegt und sie kann dadurch einer solchen Schwingung entgegenwirken, wenn die Stützsteuerfunktion verwendet wird.
Vorzugsweise sind mehrere Vorgabefunktionen hinterlegt, besonders in einer Steuereinrichtung der Windenergieanlage oder des Wind parks und aus diesen mehreren hinterlegten Vorgabefunktionen ist die Stützsteuerfunktion auswählbar. Jede hinterlegte Vorgabefunktion bildet somit für sich eine Stützsteuerfunktion und in diesem Sinne kann jede Vorgabefunktion als Stützsteuerfunktion auf besondere Gegebenheiten angepasst sein. Situationsabhängig wird dann zwischen einer der hinterlegten Vorgabefunktionen ausgewählt und die ausgewählte Vorgabefunktion bildet dann die zu verwendende Stützsteuerfunktion.
Diese Auswahl kann auch vor dem Auftreten des Netzfehlers erfolgen. Es kann vor dem Auftreten eines Netzfehlers somit aus mehreren hinterlegten Vorgabefunktionen eine in dem Moment geeignet erscheinende Stützsteuerfunktion ausgewählt werden. Tritt dann kein Netzfehler auf, wird die ausgewählte Stützsteuerfunktion insoweit auch nicht zur Anwendung kommen und es kann sein, dass dann, bevor also überhaupt ein Netzfehler aufgetreten ist, eine neue Situation eine andere Vorgabefunktion als Stützsteuerfunktion ratsam erscheinen lässt. Es wird dann also wieder eine andere Stützsteuerfunktion ausgewählt. Jedes Mal steht dann also eine aus mehreren Vorgabefunktionen ausgewählte Stützsteuerfunktion bereit und kann im Falle des Netzfehlers oder bei Ende des Netzfehlers sofort verwendet werden. Grundsätzlich kommt aber auch in Betracht, dass bei Auftreten des Netzfehlers bzw. beim Ende des Netzfehlers überhaupt erst die Auswahl der Stützsteuerfunktion aus den Vorgabefunktionen durchgeführt wird. Häufig ist es aber ratsam, die Stützsteuerfunktion bereits frühzeitig auszuwählen, damit im Falle des Netzfehlers bzw. zu seinem Ende keine Zeit durch Auswahl der Stützsteuerfunktion verloren geht.
Besonders wird auch vorgeschlagen, dass das Auswählen der Stützsteuerfunktion nicht in Abhängigkeit konkreter Eigenschaften des Netzfehlers erfolgt, sondern abhängig von Eigenschaften des elektrischen Versorgungsnetzes. Wobei hier Eigenschaften das elektrische Versorgungsnetz als solches beschreiben und von Zuständen, wie Netzspannung oder Netzfrequenz zu unterscheiden sind. Solche Eigenschaften des elektrischen Versorgungsnetzes liegen meist längerfristig vor und erlauben daher eine Auswahl der Stützsteuerfunktion als vorsorgliche Auswahl. Eine Netzsensitivität oder ein Kurzschlussstromverhältnis am Netzanschlusspunkt. Dabei beschreibt eine Netzsensitivität für einen Netzanschlusspunkt das Verhältnis einer Spannungsänderung als Antwort auf eine Änderung der eingespeisten Leistung an dem Netzanschlusspunkt. Ein Kurzschlussstromverhältnis beschreibt das Verhältnis eines vom elektrischen Versorgungsnetz an einem Netzanschlusspunkt eines Einspeisers lieferbaren Kurzschlussstroms zur Nennleistung des Einspeisers.
Insbesondere erfolgt das Auswählen der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit eines von extern empfangenem Auswahlsignals. Besonders ein Betreiber des elektrischen Versorgungsnetzes, der vereinfachend als Netzbetreiber bezeichnet wird, kann hierdurch die Auswahl der Stützsteuerfunktion beeinflussen, insbesondere konkret vorgeben oder fordern. Dem liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass der Netzbetreiber die konkrete Situation, also die konkrete Eigenschaft seines elektrischen Versorgungsnetzes gut kennt und daher durch Vorgabe der gewünschten Stützsteuerfunktion auch ein Verhalten für den Fehlerfall bzw. Nachfehlerfall vorgeben kann. Dadurch dass die Vorgabefunktionen hinterlegt sind, können sie durch ein sehr einfaches Signal ausgewählt werden: Sind also bspw. vier Vorgabefunktionen hinterlegt, aus denen die Stützsteuerfunktion ausgewählt werden kann, kann der Netzbetreiber, veranschaulichend und exemplarisch ge- sprachen, die Auswahl durch ein einfaches 2-Bit-Signal vornehmen. Entsprechend wird eine geringe Bandbreite benötigt, die im Übrigen auch regelmäßig das Implementieren eines höheren Sicherheitsstandards ermöglicht.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass zusätzlich oder alternativ das Auswählen der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit von Topologieinformationen bzw. Topologieeigen- schäften des elektrischen Versorgungsnetzes erfolgt. Besonders durch solche Topologieinformationen bzw. -eigenschaften kann das elektrische Versorgungsnetz zu einem guten Grade hinsichtlich seiner momentanen Eigenschafen identifiziert werden.
Solche Topologieinformationen können eine oder mehrere Schalterstellungen im elektrischen Versorgungsnetz sein. Dies betrifft insbesondere Schalterstellungen von Netztrennschaltern, die zum Trennen oder Verbinden von Netzabschnitten des elektrischen Versorgungsnetzes vorgesehen sind. Besonders durch solche Schalter bzw. deren Schalterstellungen kann erkannt werden, welche Art von Verbrauchern und welche Art von Erzeugern mit dem Netzabschnitt, in den eingespeist wird, verbunden sind. Besonders kann bspw. ein geöffneter Netztrennschalter bedeuten, dass ein direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchrongenerator aber nicht mit dem Netzabschnitt mehr gekoppelt ist, in den eingespeist wird, weil nämlich dieser geöffnete Netztrennschalter dazwischen liegt. Es wäre dann eine Stützsteuerfunktion auszuwählen, die nicht auf diesen direkt gekoppelten Synchrongenerator ausgerichtet ist, denn dieser ist in diesem Moment für diese Stützsteuerfunktion nicht erreichbar. Entsprechend kann auch wieder eine andere Stützsteuerfunktion ausgewählt werden, wenn besagter Netztrennschalter wieder geschlossen ist. Dann ist es ratsam, dass die Stützsteuerfunktion den nun relevanten direkt gekoppelten Synchrongenerator in seinem Verhalten berücksichtigt.
Außerdem oder alternativ können die Topologieinformationen Informationen zu verbun- denen Erzeugereinheiten aufweisen. Insbesondere Informationen zu im elektrischen Versorgungsnetz dominierenden Arten von Erzeugereinheiten, nämlich insbesondere Informationen zu direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongeneratoren. Besonders Großkraftwerke sind insoweit dominierende Arten von Erzeugereinheiten und diese weisen auch entsprechend große direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelte Synchrongeneratoren auf. Gerade solche großen, direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongeneratoren können der Grund für eine Schwingung nach einem Netzfehler sein. Entsprechend wird vorgeschlagen, diese Informationen als Topologieinformationen zu berücksichtigen und davon abhängig die Stützsteuerfunktion auszuwählen. Gemäß einer Ausführungsform wird alternativ oder ergänzend vorgeschlagen, dass das Auswählen der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit eines Auswerteergebnisses einer vorbestimmten Auswertelogik erfolgt. Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass ein solches Auswählen der Stützsteuerfunktion nicht nur automatisiert, sondern auch gut nachvollziehbar und auch gut reproduzierbar durchgeführt werden sollte. Dafür wird die Verwendung einer Auswertelogik vorgeschlagen. Eine solche Auswertelogik kann bspw. genannte Schalterstellungen berücksichtigen. Bspw. kann je nach Schalterstellung eines ersten Schalters eine Gruppe von Vorgabefunktionen als Stützsteuerfunktion ausgeschlossen werden und eine andere in die engere Wahl kommen. Abhängig weiterer Informationen, z.B. zu verbundenen Erzeugereinheiten, kann dann aus der Gruppe, die in der engeren Wahl ist, eine kleinere Gruppe oder bereits die konkrete Vorgabefunktion ausgewählt werden.
Gemäß einer weiteren Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion einstellbar ist. Auch dadurch kann die Stützsteuerfunktion an entsprechende Gegeben- heiten angepasst werden. Im Ergebnis kann durch das Einstellen der Stützsteuerfunktion das erreicht werden, was auch oben im Zusammenhang mit dem Auswählen einer Stützsteuerfunktion aus mehreren Vorgabefunktionen beschrieben wurde. Durch das Einstellen gibt es dabei grundsätzlich mehr Möglichkeiten der Einstellungen bzw. mehr Freiheitsgrade, als beim Auswählen aus mehreren Vorgabefunktionen. Dieser Vorteil wird aber dadurch erkauft, dass das Einstellen bei der Umsetzung auch komplexer sein kann und ggf. eine Auswahl aus mehreren Vorgabefunktionen eindeutiger und besser reproduzierbar sein kann.
Insbesondere wird vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion über eine Datenschnittstelle von extern einstellbar ist. Insbesondere wird hier die Möglichkeit geschaffen, dass ein Netzbetreiber die Stützsteuerfunktion einstellen kann.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion von extern übertragen wird. Die Auswahl der Stützsteuerfunktion kann somit dadurch erfolgen, dass die auszuwählende Stützsteuerfunktion von extern übertragen wird. Damit kann von extern, also insbesondere von einem Netzbetreiber, eine aus seiner Sicht sinnvolle Stützste ue rfu nktion ausgewählt und dann zur Verwendung übertragen werden. Die Verwendung erfolgt aber auch dann erst, wenn ein Netzfehler oder das Ende eines Netzfehlers auftritt. Grundsätzlich kommt auch hier in Betracht, dass erst zum Netzfehler bzw. zum Ende des Netzfehlers, wenn also statt einer Normalsteuerfunktion die Stützsteuerfunktion verwendet werden soll, diese übertragen wird. Dadurch kann ad hoc immer die richtige Stützsteuerfunktion bereitgestellt und verwendet werden, es besteht aber die Gefahr, dass hierbei zu viel Zeit verloren geht.
Vorzugsweise erfolgt das Einstellen der Stützsteuerfunktion dadurch, dass Parameter der Stützste ue rfu nktion eingestellt werden. Solche Parameter sind insbesondere eine Stei- gung einer Blindleistungsrampe und/oder eine Steigung einer Wirkleistungsrampe, die jeweils angibt, wie stark nach dem Netzfehler bzw. dem Ende des Netzfehlers die Wirkleistung bzw. Blindleistung ansteigt. Die Parameter können auch jeweils den Beginn einer Rampe spezifizieren, besonders bezogen auf das Ende des Netzfehlers.
Auch das Einstellen der Stützsteuerfunktion wird vorzugsweise in Abhängigkeit von Topologieinformationen durchgeführt. Die Erläuterungen, die in diesem Zusammenhang zum Auswählen einer Stützsteuerfunktion aus einer Vorgabefunktion in Abhängigkeit von Topologieinformationen gegeben wurden, sind hier sinngemäß ebenso anzuwenden.
Vorzugsweise wird eine Umrichterdurchdringung ermittelt. Die Umrichterdurchdringung ist ein Maß für den Anteil Leistung, der durch umrichtergesteuerter Einspeiser eingespeist wird, zu durch direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchronmaschinen eingespeister Leistung. Hier wurde besonders erkannt, dass sich diese beiden unterschiedlichen Einspeiser auch signifikant in ihrem Verhalten unterscheiden können. Besonders wurde auch erkannt, dass besonders eine Zunahme regenerativer Energieerzeuger und damit Energieeinspeiser der Anteil solcher Einspeiser erhöht, die durch Umrichter in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen. Ein durch einen Umrichter gesteuerter Einspeiser ist besonders eine Windenergieanlage oder sogar ein Wind park, wobei die Einspeisung mittels wenigstens eines Umrichters, also eines Frequenzwechselrichters, erfolgt, der die Leistung unmittelbar einspeist, indem er besonders ein Stromsignal nach Frequenz und Phase vorgibt, oder ein Spannungssignal. Es kommt auch in Betracht, dass ein solcher Umrichter nicht oder nur teilweise direkt in das elektrische Versorgungsnetz einspeist, sondern, zumindest zum Teil, Leistung dadurch einspeist, dass er eine sog. doppelt gespeiste Asynchronmaschine ansteuert.
In jedem Fall unterscheiden sich solche umrichtergesteuerte Einspeiser von direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchronmaschinen dadurch, dass sie sehr schnell und sehr flexibel reagieren können und insbesondere gut durch einen Mikroprozessor gesteuert werden können und dadurch ihr Einspeisesignal sehr gezielt auf Vorgaben anpassen können. Im Gegensatz dazu hängt die Eigenschaft des Einspeisers mittels direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchrongeneratoren auch erheblich von deren physikalischen Eigenschaften ab. Direkt gekoppelte Synchrongeneratoren neigen insoweit eher zu Schwingungen bzw. sind dabei schlechter durch eine Steuerung zu beeinflussen, als dies bei umrichtergesteuerten Einspeisern der Fall ist. Auch eingangs geschilderte und auch später noch geschilderte Reaktionseigenschaf- ten direkt gekoppelter Synchrongeneratoren auf Netzfehler oder deren Ende treten bei umrichtergesteuerten Einspeisern so nicht auf.
Davon ausgehend wurde erkannt, dass eine Umrichterdurchdringung eine signifikante Eigenschaft des elektrischen Versorgungsnetzes sein kann, die auch Auswirkungen auf ein Fehlerverhalten bzw. Nachfehlerverhalten hat und genau das kann durch entspre- chend angepasste Stützsteuerfunktionen berücksichtigt werden. Dabei kann sich die Umrichterdurchdringung auf das elektrische Versorgungsnetz beziehen, in das eingespeist wird, oder es kann sich auf einen Teilabschnitt des elektrischen Versorgungsnetzes beziehen, oder es kann sich auch auf einen um den Netzanschlusspunkt, in den eingespeist wird, definierten Nahbereich beziehen. Besonders kann auch die Betrachtung einer Umrichterdurchdringung bspw. in einem Abschnitt des Europäischen Verbundnetzes sinnvoll sein. Das Europäische Verbundnetz, um dieses Beispiel weiter zu verwenden, ist zwar sehr groß und ein umrichtergesteuerter Einspeiser, der bspw. in Dänemark einspeist, wird häufig wenig Einfluss auf ein Verhalten in Spanien haben, gleichwohl kann aber regional eine Umrichterdurchdringung Einfluss haben. Besonders ein Schwingvor- gang, der hier berücksichtigt wird, kann auch in einem Teilabschnitt des Versorgungsnetzes oder in einem Nahbereich auftreten, auch ohne dass dieser Teilabschnitt oder dieser Nahbereich von dem restlichen elektrischen Versorgungsnetz, in diesem Beispiel also dem Europäischen Verbundnetz, getrennt sein muss.
Besonders wenn aber ein kleines elektrisches Versorgungsnetz vorliegt, wie bspw. ein Inselnetz, so kann sich die Umrichterdurchdringung auch auf das gesamte elektrische Versorgungsnetz beziehen. Eine solche Situation könnte bspw. für ein elektrisches Versorgungsnetz in der Größe des elektrischen Versorgungsnetzes in Irland der Fall sein, oder für elektrische Versorgungsnetze, die kleiner sind.
Es wird somit vorgeschlagen, dass in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdrin- gung die Stützsteuerfunktion eingestellt oder ausgewählt wird. Auch hier kommen sämtliche bereits beschriebenen Arten der Einstellung oder Auswahl der Stützsteuerfunktion in Betracht. Besonders ist bei einer hohen Umrichterdurchdringung ist zu berücksichtigen, dass zum Einen mit einer geringen Schwinganfälligkeit des elektrischen Versorgungsnetzes zu rechnen ist, andererseits aber auch damit zu rechnen ist, dass die übrigen, nämlich vielen umrichtergesteuerten Einspeiser bei ermittelten hohen Umrichterdurchdringung selbst alle ggf. einer Schwingung entgegenwirken können. Es ist also zu berücksichtigen, dass es viele weitere umrichtergesteuerte Einspeiser gibt, die etwaigen Schwingungen entgegen zu steuern versuchen. Entsprechend wird vorgeschlagen, dass dies in die Berücksichtigung derart einfließt, dass eine Steuerungsüberreaktion vermieden wird.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass das Verfahren dadurch ge- kennzeichnet ist, dass eine Stützsteuerfunktionen einen Wirkleistungsanteil und einen Blindleistungsanteil steuert, insbesondere dass dafür eine Wirkleistungsfunktion und eine Blindleistungsfunktion vorgesehen sind. Die Wirkleistungsfunktion und die Blindleistungsfunktion können in der Stützsteuerfunktion zusammengefasst sein. Insbesondere können sie zusammen die Stützsteuerfunktion bilden. Der Wirkleistungsanteil ist dabei zum Erreichen einer ersten Stützaufgabe vorgesehen, insbesondere zum Erreichen einer Frequenzstützung. Der Blindleistungsanteil ist zum Erreichen einer zweiten Stützaufgabe vorgesehen, insbesondere zum Erreichen einer Spannungsstützung. Dazu wird nun vorgeschlagen, dass für die Auswahl bzw. das Einstellen der Stützsteuerfunktion die erste Stützaufgabe und die zweite Stützaufgabe in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdringung priorisiert werden. Je nach Umrichterdurchdringung wird also die erste oder zweite Stützaufgabe stärker in den Vordergrund genommen. Besonders hat dann entsprechend die Wirkleistungsfunktion oder Blindleistungsfunktion einen entsprechend stärkeren Anteil an der Stützsteuerfunktion.
Besonders wird vorgeschlagen, dass ein Verhältnis des Wirkleistungsanteils zum Blind- leistungsanteil und/oder ein Verhältnis eines Anstiegs des Wirkleistungsanteils zu einem Anstieg des Blindleistungsanteils, in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdringung gewählt wird. In einem ausgewogenen Fall können also der Wirkleistungsanteil und der Blindleistungsanteil gleich sein, es ergeben sich also ein Verhältnis von 1. Bzw. in einem ausgeglichen Fall können der Anstieg des Wirkleistungsanteils zum Anstieg des Blindleis- tungsanteils gleich sein. Das soll aber nun in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdringung gewählt werden. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass der Wirkleistungsanteil oder sein Anstieg gegenüber dem Blindleistungsanteil oder seinem Anstieg umso größer sind, je größer die ermittelte Umrichterdurchdringung ist. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Blindleistung von einem Blindleistungswert während des Netzfehlers, wenn trotz Netzfehler weiterhin eingespeist wird, besonders bei einem so genannten FRT-Fall (Fault Ride Through - Fall), auf einen neuen Blindleistungswert abgesenkt wird. Hier kommt besonders in Betracht, dass die Blindleistung mittels einer Rampenfunktion auf den neuen Blindleistungswert gesteuert wird, insbesondere, dass sie auf den neuen Blindleistungswert abgesenkt wird. Dieser neue Blindleistungswert kann dann als Nachfehlerarbeitspunkt angesehen werden oder einen Teil davon bilden.
Bei einer hohen Umrichterdurchdringung wird somit vorgeschlagen, dass der Wirkleis- tungsanteil bzw. sein Anstieg besonders groß ist. Das kann auch bedeuten, dass dann die Wirkleistungsfunktion im Vergleich zur Blindleistungsfunktion besonders groß ist.
Besonders geht es hierbei um ein Nachfehlerverhalten, bei dem Wirkleistung und Blindleistung nach dem Fehler besonders durch Rampen hochgefahren werden, die aber auch Unterbrechungen aufweisen können. Ist nun die Umrichterdurchdringung groß, gibt es also einen hohen Anteil umrichtergesteuerter Einspeiser im elektrischen Versorgungsnetz, so wird vorgeschlagen, jedenfalls gemäß einer Ausführungsform, die Wirkleistung schneller hochzufahren, als die Blindleistung. Bei einem geringen Umrichteranteil, also bei einer geringen Umrichterdurchdringung kann es umgekehrt sein. Ein solcher Vergleich kann sich jeweils besonders an Nennwerten orientieren, also an der Nennwirkleis- tung bzw. Nennblindleistung. Diese können den gleichen Wert aufweisen, wobei sich nur die Einheiten quasi formal unterscheiden, die Wirkleistung also in kW oder MW eingegeben wird, wohingegen dazu entsprechend die Blindleistung in kVAr bzw. MVAr angegeben wird. Die Werte sind insoweit aber vergleichbar. Aufgrund dieser Vergleichbarkeit der Werte wird auch vorgeschlagen, dass sich die genannten Verhältnisse von Wirkleis- tungsanteil zu Blindleistungsanteil auf Absolutwerte beziehen.
Der vorgeschlagenen Priorisierung liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass bei einer hohen U m richterd u rchd ri ng u ng nach einem Netzfehler wenige Schwingungseffekte durch direkt gekoppelte Synchrongeneratoren zu erwarten sind. Gleichzeitig ist aber auch mit wenig Versorgung des elektrischen Versorgungsnetzes mit Wirkleistung durch solche direkt gekoppelten Synchrongeneratoren zu rechnen. Entsprechend sollte möglichst viel bzw. möglichst schnell Wirkleistung durch die umrichtergesteuerten Einspeiser, insbesondere die Windenergieanlage bzw. den Wind park, eingespeist werden. Bei einer solchen hohen Umrichterdominanz wäre auch nicht mit einem Aufschwingen im elektrischen Versorgungsnetz zu rechnen, weil hier auch der Anteil durch umrichtergesteuerte Einspeiser eingespeiste Wirkleistung dominant ist.
Lokal können trotzdem Schwingungen auftreten. Hier wird aber vorgeschlagen, bei einer hohen Umrichterdurchdringung in Kauf zu nehmen, dass sich eine oder mehrere direkt gekoppelte Synchronmaschinen vom elektrischen Versorgungsnetz trennen können. Es wurde erkannt, dass es wichtiger sein kann, aufgrund der geringen gesamten Schwungmasse schnell die Leistung auf einen hohen Wert zu bringen, als möglichst alle Synchronmaschinen am Netz zu halten. Vorzugsweise wird vorgeschlagen, bis etwa 50% bis 70%, insbesondere 60 % Umrichterdurchdringung ein kontinuierlich langsameres Hoch- rampen durchzuführen. Bei einer höheren Umrichterdurchdringung von zu 100 % wird vorgeschlagen, die Wirkleistung schneller hochzufahren, vorzugsweise umso schneller, je höher die Umrichterdurchdringung ist.
Ist aber die Umrichterdurchdringung gering, so können die entsprechend vielen direkt gekoppelten Synchrongeneratoren ein Schwingungsproblem darstellen, aber auch viel Wirkleistung zum Wiederaufbau bzw. zum Wiederstabilisieren des elektrischen Versorgungsnetzes beitragen.
Es wurde erkannt, dass dann, wenn die Umrichterdurchdringung gering ist, die umrichtergeführten Erzeugungseinheiten es eher nicht schaffen die vielen verbleibenden Synchronmaschinen zum Schwingen anzuregen. Es wird daher vorgeschlagen, dass mit steigender Umrichterdurchdringung, besonders bei etwa 50% bis 70%, insbesondere etwa 60 % die Leistung langsamer erhöht wird, als bei einer höheren Umrichterdurchdringung, wenn die gesamte Schwungmasse der relevanten Synchrongeneratoren klein ist.
Durch das Einspeisen von viel Blindleistung kann eine Netzstabilisierung erreicht werden, die ein Aufschwingen eher verhindert. Dazu wird entsprechend weniger oder verhaltener die Wirkleistung eingespeist bzw. hochgefahren. Genau das ist aber auch leichter möglich, weil eben die vielen direkt gekoppelten Synchrongeneratoren bereits selbst einen hohen Wirkleistungsanteil im elektrischen Versorgungsnetz nach dem Netzfehler erreichen können. Vorzugsweise bezieht sich eine Umrichterdurchdringung bzw. ein Umrichteranteil im elektrischen Versorgungsnetz auf die jeweils einspeisbare Wirkleistung. Es kommt also nicht darauf an, die direkt gekoppelten Synchrongeneratoren der Anzahl nach den um- richtergesteuerten Einspeisern gegenüber zu stellen, sondern die von beiden Gruppen einspeisbare Wirkleistung wird vorzugsweise als Bezugsgröße verwendet.
Vorzugsweise ist das Verfahren dadurch gekennzeichnet, dass die Stützsteuerfunktion wenigstens einen der folgenden Zusammenhänge bzw. eine der folgenden Eigenschaften angibt bzw. vorgibt:
Einen zeitlichen Verlauf der einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Wirkleistung. Hierüber wird also besonders das Hochfahren der Wirkleistung gesteuert und wie das erfolgen soll, gibt die Stützsteuerfunktion an.
Einen zeitlichen Verlauf einer einzuprägenden Spannung. Hierdurch kann beson- ders eine Spannungsprägung erreicht werden, die nicht nur aber besonders dann vorteilhaft ist, wenn eine hohe Umrichterdurchdringung vorliegt und direkt gekoppelte Synchrongeneratoren nicht ausreichend Spannungsstützung erreichen können.
Einen Zusammenhang zwischen einer erfassten Netzspannung oder Netzspan- nungsänderung und einer einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blindleistung oder eines einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blindstroms. Hierbei gibt die Stützsteuerfunktion im Grunde eine spannungsabhängige Blindleistungseinspeisung vor und diese kann je nach Situation, insbesondere auch je nach Netztopologie, entsprechend eingestellt werden. Besonders kann ein solcher Zu- sammenhang als Verstärkung oder Verstärkungsfaktor angesehen werden und diese Verstärkung bzw. dieser Verstärkungsfaktor kann situationsabhängig ausgewählt und eingestellt werden.
Einen zeitlichen Verlauf einer einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blindleistung oder eines einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blind- Stroms. Hierbei wird die Blindleistung bzw. der Blindstrom, insbesondere seine Erhöhung nach dem Netzfehler nicht oder nicht nur in Abhängigkeit einer Netzspannung eingestellt, sondern über eine Zeitfunktion. Besonders kann hierunter eine Blindleistungsrampe oder Blindstromrampe fallen, die angibt, wie die Blindleistung bzw. der Blindstrom über die Zeit erhöht wird, um dann nach dem Netzfehler wie- der einen möglichst stabilen Betriebspunkt zu erreichen. Eine zeitliche Zunahme einer einzuspeisenden Wirkleistung oder eines einzuspeisenden Wirkstroms, insbesondere über eine Rampenfunktion mit vorbestimmter Steigung oder über mehrere zusammengesetzte Rampenfunktionen unterschiedlicher Steigungen oder über eine vorbestimmte Trajektorie. Vorzugsweise kann auch eine Anfangstotzeit berücksichtigt bzw. eingestellt werden, die erst vergehen muss, bevor die Wirkleistung erhöht wird. Diese Anfangstotzeit kann auch Teil der vorbestimmten Trajektorie sein. Hierüber wird besonders das Hochfahren der Wirkleistung nach einem Netzfehler gesteuert. Im einfachsten Fall wird eine Rampe verwendet, deren Steigung eingestellt werden kann. Besonders bei der Berück- sichtigung von Schwingung kann es sinnvoll sein, mehrere zusammengesetzte
Rampenfunktionen zu verwenden, zwischen denen auch Pausen liegen können, also zeitliche Bereiche, in denen die Wirkleistung auf ihrem Wert beibehalten wird, bevor sie mit der nächsten Rampe bzw. Teilrampe weiter erhöht wird. Es kann auch ein insgesamt geschlossener Hochlaufverlauf über eine sog. vorbestimmte Trajektorie vorgegeben werden, also ein zeitabhängiger Verlauf der Wirkleistung.
Eine zeitliche Zunahme der einzuspeisenden Blindleistung oder eines einzuspeisenden Blindstroms, insbesondere über eine Rampenfunktion mit vorbestimmter Steigung oder über mehrere zusammengesetzte Rampenfunktionen unterschiedlicher Steigungen oder über eine vorbestimmte Trajektorie. Auch hierdurch kann die Zunahme der Blindleistung zeitabhängig gesteuert werden. Die Erläuterungen zur
Wirkleistung gelten hier sinngemäß genauso.
Wenigstens einen Startwert einer Zeit, zu der Einspeisung nach dem Netzfehler oder dem Ende des Netzfehlers wieder aufgenommen wird, einen Wartewert einer Blindleistung bzw. eines Wirkstroms und/oder einer Blindleistung bzw. eines Blind- Stroms, der einen Wert angibt, auf den die Wirkleistung bzw. der Wirkstrom und/oder die Blindleistung bzw. der Blindstrom nach dem Startwert hochgefahren wird und für einen vorbestimmten Zeitraum unverändert bleibt, und eine Steilheit, die eine Flanke für den Verlauf der Wirkleistung bzw. des Wirkstroms und/oder der Blindleistung bzw. des Blindstroms vom Startwert zum Wartewert angibt. Hier wur- de besonders erkannt, dass es vorteilhaft sein kann, das Hochfahren nach dem
Netzfehler nicht sofort zu starten, sondern etwas zeitverzögert. Eine solche Zeitverzögerung kann im Bereich von 100 bis 500 ms liegen. Weiterhin wird vorgeschlagen, zunächst auf einen Warte wert hochzufahren, also nicht vollständig hochzufahren. Dieser Wartewert wird für einen vorbestimmten Zeitraum beibehalten. Auf eine Hochfahrrampe folgt also für diesen vorbestimmten Zeitraum ein Plateau. Der vorbestimmte Zeitraum kann im Bereich 200 bis 1000 ms liegen. Gleichzeitig kann über die Steilheit der jeweiligen Flanke der weitere Verlauf gekennzeichnet werden. Das wird vorzugsweise für Wirkleistung und Blindleistung vorgegeben, kann aber unabhängig voneinander vorgegeben werden. Grundsätzlich geht es in beiden Fällen um Wirkleistungs- und Blindleistungseinspeisung und Hochfahren dieser Leistungen, faktisch kann dies aber durch entsprechendes Steuern des entsprechenden Stroms erfolgen, nämlich des Wirk- bzw. Blindstroms.
Eine Auslösespannung, die einen Spannungswert oder einen Wert einer Spannungsänderung angibt, bei dem nach Rückkehr nach dem Netzfehler oder dem Ende des Netzfehlers ein Ende des Netzfehlers detektiert wird. Besonders bei einem Netzfehler, der zu einem Spannungseinbruch führt, kann über diese Auslösespannung ein Schwellwert festgelegt werden. Erst wenn die Spannung wieder diesen Wert überschritten hat, also besonders die Netzspannung bzw. eine äquivalente Spannung, ist vom Ende des Netzfehlers auszugehen. Ein solcher Wert kann im Bereich von 50 bis 90 % der Netznennspannung oder 50 bis 90 % der Netzspannung vor dem Netzfehler liegen. Dadurch kann ein klar definierter Wert vorgegeben werden und auch eine Auswertung mittels einer entsprechenden Auswertelogik wird dadurch ermöglicht.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als Stützsteuerfunktion eine Mehrgrößenfunktion verwendet wird. Als Mehrgrößenfunktion ist insoweit eine Funktion zu verstehen, die von mehreren Eingangsgrößen abhängt.
Insbesondere wird als Mehrgrößenfunktion für die Stützsteuerfunktion eine Blindleistung oder ein Blindstrom in Abhängigkeit der Zeit und zusätzlich in Abhängigkeit der Netzspannung oder einer Netzspannungsänderung vorgeschlagen. Dadurch kann erreicht werden, dass mit der Zeit die Blindleistung nach dem Netzfehler hochgefahren wird, gleichzeitig aber auch die Spannung berücksichtigt wird, so dass bspw. abhängig der Netzspannung oder Netzspannungsänderung die Blindleistung mehr oder weniger stark erhöht wird, als allein durch die Zeit vorgegeben werden würde.
Vorzugsweise wird als Mehrgrößenfunktion eine Wirkleistung oder ein Wirkstrom in Abhängigkeit der Zeit und außerdem in Abhängigkeit der Netzspannung oder einer Netzspannungsänderung vorgeschlagen. Auch hier gelten die Ausführungen zur Blindleistung sinngemäß. Auch hier geht es um eine Art die Wirkleistung in Abhängigkeit der Zeit hochzufahren, gleichzeitig die Spannung zu berücksichtigen. Es wird besonders darauf hingewiesen, dass gerade die Wirkleistung üblicherweise eher in Abhängigkeit der Netzfrequenz als der Netzspannung verändert wird, hier aber beim Wiederhochfahren nach einem Netzfehler besonders die Berücksichtigung der Netzspannung sinnvoll ist, um einen stabilen Arbeitspunkt zu erreichen. Vorzugsweise wird als Mehrgrößenfunktion eine Wirkleistung oder ein Wirkstrom in Abhängigkeit der Zeit und außerdem in Abhängigkeit der Netzfrequenz oder einer Netzfrequenzänderung vorgeschlagen. Auch hier gelten die Ausführungen zur Blindleistung sinngemäß. Auch hier geht es um eine Art die Wirkleistung in Abhängigkeit der Zeit hochzufahren, gleichzeitig die Frequenz zu berücksichtigen. Hierdurch kann zusätzlich berücksichtigt werden, dass die Wirkleistung, die üblicherweise in Abhängigkeit der Netzfrequenz als der Netzspannung verändert wird, hier beim Wiederhochfahren nach einem Netzfehler besondere Berücksichtigung findet, um einen stabilen Arbeitspunkt zu erreichen.
Vorzugsweise ist die Mehrgrößenfunktion eine Blindleistung oder ein Blindstrom in Abhängigkeit der Zeit und außerdem in Abhängigkeit einer eingespeisten Wirkleistung und weiterhin außerdem der Netzspannung oder Netzspannungsänderung. Hier wird also eine Mehrgrößenfunktion vorgeschlagen, die von drei Größen abhängt. Besonders kommt hier noch die eingespeiste Wirkleistung als weiterer Eingangsgröße hinzu. Besonders können hier Aspekte berücksichtigt werden, wie bspw. ob die Blindleistung schneller oder langsamer als die Wirkleistung zu erhöhen ist. Vorzugsweise wird hier vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion aus mehreren dieser Mehrgrößenfunktion zusammengesetzt ist. Besonders kommt in Betracht, dass sie aus einer Wirkleistung oder einem Wirkstrom in Abhängigkeit der Zeit und der Netzspannung oder eine Netzspannungsänderung einerseits und der Blindleistung oder dem Blindstrom in Abhängigkeit der Zeit und der eingespeisten Wirkleistung und der Netzspannung oder Netzspannungsänderung andererseits zusammengesetzt ist. Hier kommt besonders in Betracht, dass sich dadurch die Blindleistung als eine Mehrgrößenfunktion u.a. auch an der Wirkleistung als der anderen Mehrgrößenfunktion orientiert. Bspw. kann die Wirkleistung zeit- und spannungsabhängig gesteuert, nämlich insbesondere hochgefahren werden und diese Art des Hochfahrens der Wirkleistung beeinflusst dann neben der Zeit und der Netzspannung auch noch die Steuerung der Blindleistung bzw. die Steuerung des Blindstroms.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass Informationen oder Parameter zum Auswählen bzw. Einstellen einer Stützsteuerfunktion von extern vor dem Auftreten des Netzproblems oder Netzfehlers empfangen werden, insbesondere dass die Informa- tionen bzw. Parameter in vorbestimmten und/oder sich individuell ändernden Zeitintervallen und/oder nach einer Änderung ihrer Inhalte von der umrichtergeführten Erzeugungseinheit empfangen werden.
Hier wird besonders vorgeschlagen, dass ganz unabhängig von dem Netzproblem oder Netzfehler regelmäßig die Stützsteuerfunktion aktualisiert wird. Diese steht dann ständig zur Verfügung und braucht im Fall der Fälle nur verwendet zu werden. Wenn also ein Netzfehler auftritt oder sein Ende erkannt wurde, kann einfach von der Normalsteuerfunktion zur Stützsteuerfunktion umgeschaltet werden. Durch die ständige, zumindest regelmäßige Aktualisierung ist sichergestellt, dass dann auch eine geeignete Stützsteuerfunk- tion zur Verfügung steht.
Diese Aktualisierung kann durch Zeiträume vorgegeben werden, oder aufgrund Situationsänderungen aktualisiert werden. Ändert sich die Situation, wird also bspw. ein direkt gekoppelter Synchrongenerator zugeschaltet oder getrennt, kann die Stützsteuerfunktion geändert werden. Ist sie geändert, kann das ein Grund sein, eine Übertragung dieser geänderten Stützsteuerfunktion auszulösen. Ebenso kann auch, wenn die Stützsteuerfunktion nicht übertragen sondern direkt geändert wird, die beispielhaft genannte Änderung der Situation, also das Zuschalten oder Trennen des beispielhaft genannten direkt gekoppelten Synchrongenerators, als solche das Einstellen, also verändern, der Stützsteuerfunktion auslösen. Die entsprechenden Informationen werden dann übertragen. Als vorbestimmte Zeitintervalle werden vorzugsweise Zeiträume von einigen Minuten bis einigen Stunden vorgeschlagen. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass die vorbestimmten Zeitintervalle in einem Bereich von 10 Minuten bis 5 Stunden liegen, insbesondere in einem Bereich von 30 Minuten bis 2 Stunden.
Erfindungsgemäß wird zudem eine Erzeugungseinheit, insbesondere eine Windenergie- anlage, ein Wind park, ein Speicher elektrischer Energie oder eine Kombination davon vorgeschlagen. Diese Erzeugungseinheit ist umrichtergeführt und vorbereitet zum Austauschen elektrischer Leistung mit einem elektrischen Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz aufweist. Dieser Austausch elektrischer Leistung erfolgt an einem Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes. Die Erzeugungseinheit umfasst einen Umrichter zum Austauschen elektrischer Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann. Somit ist ein Umrichter vorgesehen, der elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeisen kann. Er kann ggf. aber zumindest auch Blindleistung aus dem elektrischen Versorgungsnetz entnehmen, ggf. auch Wirkleistung, so dass er insoweit zum Austauschen elektrischer Leistung vorbereitet ist.
Weiterhin ist eine Steuervorrichtung vorgesehen, zum Steuern des Austauschens elektri- scher Leistung mittels einer Steuerfunktion, wobei die Steuerfunktion die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes steuert. Besonders kommt als Zustandsgröße eine Netzspannung als auch eine Netzfrequenz jeweils in Betracht. In diesem Fall wird die Leistung in Abhängigkeit der Netzspannung und/oder der Netzfrequenz eingespeist bzw. entnommen. Es kommen aber auch andere Zustandsgrößen in Betracht.
Die Steuerungsvorrichtung ist auch dazu eingerichtet, dass als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und wenigstens einer zur Normalsteuerfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktion gewechselt werden kann. Dabei wird die Normalsteuerfunktion verwendet, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabiler arbeitet. Die Stützsteuerfunktion wird verwendet, wenn ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde. Weiterhin wird eine solche Stützsteuerfunktion verwendet, die eingespeiste Leistung so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, besonders einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwingung. Dies betrifft besonders direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelte Synchrongeneratoren.
Es wird somit eine Erzeugungseinheit vorgeschlagen, die dazu vorbereitet ist ein Verfahren gemäß einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen auszuführen. Entsprechend wird zu weiteren Erläuterungen auf Erläuterungen zu wenigstens einer Aus- führungsform des Verfahrens verwiesen.
Vorzugsweise ist eine Datenschnittstelle für die Erzeugungseinheit vorgesehen, um zum Auswählen und/oder Einstellen einer Steuerfunktion Informationen oder Parameter von extern zu empfangen. Über eine solche Datenschnittstelle kann besonders der Netzbetreiber Einfluss auf die Steuerfunktion nehmen. Er kann darüber nämlich besonders eine Steuerfunktion auswählen, besonders aus mehreren Vorgabefunktionen, oder er kann alternativ dazu oder zusätzlich dazu darüber die Steuerfunktion einstellen bzw. entsprechend verändern. Besonders geht es hierbei um das Auswählen und/oder Einstellen der Stützsteuerfunktion. Es kommt aber auch in Betracht, dass hierüber die Normalsteuerfunktion ausgewählt oder eingestellt werden kann.
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 Wind park in einer schematischen Darstellung.
Figuren
3 bis 5 zeigen Diagramme von mögliche Verhalten einer Synchronmaschine in der
Nähe einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit. Figur 6 zeigt eine Struktur einer Steuereinrichtung mit einer Einspeiseeinrichtung schematisch.
Figur 7 zeigt schematisch ein Diagramm mit verschiedenen Strategien einer Leistungserhöhung nach einem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers. Figur 8 zeigt schematisch eine Netzstruktur mit direkt gekoppelter Synchronmaschine und einem als Verbraucher veranschaulichten Wind park.
Fig. 8 a/b zeigen für die Netzstruktur gemäß Figur 8 Arbeitskennlinien für unterschiedliche Bedingungen.
Fig. 9 zeigt veranschaulichend ein Diagramm einer Spannungsrückkehr nach einem Fehler zusammen mit möglichen Leistungssteuerungen, die über Stü tzste u e rfu n kt io ne n realisiert sein können.
Fig. 10 zeigt eine weitere veranschaulichende Möglichkeit für eine Stützsteuerfunktion zur Verwendung nach einem Netzfehler.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an.
Figur 2 zeigt einen Wind park 112 mit beispielhaft drei Windenergieanlagen 100, die gleich oder verschieden sein können. Die drei Windenergieanlagen 100 stehen somit repräsentativ für im Grunde eine beliebige Anzahl von Windenergieanlagen eines Windparks 112. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 114 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 116 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtrans- formiert, um dann an dem Einspeisepunkt 118, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellung eines Wind parks 112, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 114 anders gestaltet sein, in dem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windener- gieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Die Figuren 3 bis 5 verdeutlichen Verhalten einer direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchronmaschine in der Nähe einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit, insbesondere in der Nähe einer Windenergieanlage bzw. eines Wind parks. Dabei werden unterschiedliche Effekte veranschaulicht. Es wurde grundsätzlich das Problem erkannt, dass Synchrongeneratoren bzw. Synchronmaschinen, was hier als synonymer Begriff verwendet wird, bei einem Netzfehler, der zu einem Spannungseinbruch führt, in Schwingung geraten können, was besonders durch einen Phasensprung ausgelöst werden kann. Nach einem Spannungseinbruch eilt der mittlere Polradwinkel dann vor, weil die Maschine während des Spannungseinbruchs nicht die volle Wirkleistung ans Netz abgeben konnte.
Synchronmaschinen können auch von einer plötzlichen parallelen Wirkleistungseinspeisung in Schwingung versetzt werden, was die Figur 3 veranschaulicht. Figur 3, gleiches gilt für die Figuren 4 und 5, zeigt Arbeitskennlinien einer Synchronmaschine, nämlich das Maschinenmoment ms in Abhängigkeit des Polradwinkels 5Q. In Figur 3 ist das Verhalten einer Synchronmaschine, die in der Nähe einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit betrieben wird, auf eine schnelle Zuschaltung einer parallelen Wirkleistungseinspeisung veranschaulicht, nämlich besonders durch eine nahe um- richtergeführte Erzeugungseinheit. Die Arbeitskennlinie 301 mit dem Arbeitspunkt A zeigt die Situation vor der schnellen Zuschaltung. Durch die plötzliche parallele Wirkleistungseinspeisung ändert sich diese Arbeitskennlinie 301 plötzlich in die neue Arbeitskennlinie 302 und es ergibt sich aus der aktuellen Polradposition zunächst, zumindest idealisie- rend, der neue Arbeitspunkt B. Das weiterhin konstante Antriebsmoment eines Kraftwerks kann aber in diesem Arbeitspunkt von dem Synchrongenerator nicht aufgenommen werden, so dass sich ein Drehmomentenüberschuss ergibt und das Polrad wird entsprechend dieses Drehmomentenüberschusses und der Trägheit des gesamten Rotors beschleunigt. Beim Durchqueren des Polrades durch die Achse des Nennmomentes sind die Momente zwar wieder im Gleichgewicht, aber die kinetische Energie im Rotor führt zu einem durchschreiten des Polrades durch die Kennlinie, nämlich die neue Arbeitskennlinie 302. Hierbei wird das Polrad durch das höhere Moment wieder abgebremst. Dieser Energieüberschuss sollte so schnell wie möglich wieder abgebaut werden, damit die Synchronmaschine wieder in einen normalen Betriebszustand zurückkehrt. Eine mögliche Rückkehr ist durch den Übergangsabschnitt 303 verdeutlicht. Dabei geht der Arbeitspunkt A in einer pendelnden und damit schwingenden Art und Weise zu dem Arbeitspunkt C auf der neuen Arbeitskennlinie 302 über. Es ist zur Verdeutlichung des Problems eine Beschleunigungsfläche 306 und eine Bremsfläche 308 eingezeichnet. In dem gezeigten Beispiel ist die Situation für einen stabilen Ausgleichsvorgang dargestellt. Die Beschleunigungsfläche 306, also im Wesentlichen das Dreieck ABC, ist dabei kleiner als die mögliche Bremsfläche 308. Die Bewegung wird also stärker abgebremst, als beschleunigt, die mögliche Bremsenergie ist somit größer als die Beschleunigungsenergie. In Figur 3 ist die Situation für einen stabilen Ausgleichsvorgang dargestellt. Die Beschleunigungsfläche, also im Wesentlichen das Dreieck, ABC, ist dabei kleiner als die mögliche Bremsfläche, nämlich die Fläche oberhalb des Wertes für m= 1 , und rechts vom Punkt C.
Es wurde nun erkannt, dass es ein Problem sein kann, wenn sich beide genannten Schwingungsanregungen zu stark überlagern, denn es könnte dadurch passieren, dass die Synchronmaschine dadurch außer Tritt gerät. Das sollte vermieden werden. Ein solcher Fall ergibt sich, wenn die Anregung, nämlich gekennzeichnet durch die Beschleunigungsfläche 306, größer ist als die Abbremsung, die durch die Bremsfläche 308 gekennzeichnet ist, wenn also eine Anregung bzw. dazu äquivalente Fläche größer als die mögliche Bremsfläche ist. Dazu wurde auch erkannt, dass dieses Problem besonders bei einer hohen Durchdringung von umrichtergeführten Erzeugungseinheiten auftrete n kann und daher dann besonders berücksichtigt werden sollte. Durch umrichtergesteuerte Erzeugungseinheiten kann ein solcher Leistungssprung eingespeist werden, was somit eine Gefahr darstellen kann. Es wurde aber auch erkannt, dass umrichtergeführte Erzeugungseinheiten gezielt gesteuert werden können, um das Problem zu vermeiden, zu verringern oder zu lösen. Bspw. kann durch solche umrichtergesteuerten Erzeugungseinheiten der gezeigte Übergangsabschnitt beeinflusst und anders gestaltet werden.
Eine hier vorgeschlagene Möglichkeit zur Verbesserung der Nachfehler-Stabilität, also zur Verbesserung des genannten Problems, ist die Erkennung des Schwingungsverhaltens und eine entsprechende Reaktion darauf. Dazu wurde besonders erkannt, dass erst eine Anregung stattfindet, nämlich aufgrund des Fehlers, und dann erneut eine Anregung aufgrund des Effektes auftreten kann, der in Figur 3 erläutert ist. Es findet nämlich erst eine Anregung statt, die aufgrund des Fehlers aufgetreten ist, und dann findet erneut eine Anregung aufgrund des Effektes statt, der in Figur 3 beschrieben wurde.
Hierbei können die folgenden verschiedenen Strategien unterschieden werden, die als Ausführungsformen vorgeschlagen werden.
Eine Möglichkeit ist, eine Analyse des Frequenzgradienten df/dt vorzunehmen. Wenn df/dt>0, wird eine Verzögerung der Wirkleistungswiederkehr vorgeschlagen, wohingegen für df/dt<0 eine schnelle Wirkleistungswiederkehr vorgeschlagen wird.
Abhängig einer Frequenzanalyse bzw. darauf basierend wird eine Verbesserung der Stabilität unmittelbar nach dem Fehler durch Wirkleistungswiederkehr während des Zurückschwingen des Polrades vorgeschlagen. Das ist in Figur 4 veranschaulicht. Dort zeigt die Arbeitskennlinie 402 die Situation nach der schnellen Zuschaltung. Wird nun während des Zurückschwingens weniger Wirkleistung durch die nahe umrichtergesteuerte Erzeugungseinheit eingespeist, unterstützt das die Wirkleistungswiederkehr der Synchronmaschine, weil es zu einer Erhöhung der Arbeitskennlinie 402 zu der erhöhten Arbeitskennlinie 404 führt.
Das Polrad des Synchrongenerators, dessen Schwingungen betrachtet werden, wird vom Vorfehlerzustand, also vom Startpunkt 401 während des Fehlers zu einem Zwischenpunkt 403 weiter beschleunigt, der weiter rechts und unten liegt. Bedingung für eine stabile Wiederkehr ist jetzt, dass die Fläche links von dem Zwischenpunkt 403 gezeigte Beschleunigungsfläche 406 nicht größer ist, als die ursprüngliche Bremsfläche 408, die sich rechts oben von dem Zwischenpunkt 403 befindet, nämlich unter der ursprünglichen Kurve, also unter der Arbeitskennlinie 402.
Die ursprüngliche Bremsfläche 408‘, die unter der ursprünglichen Kurve 402 liegt, und die ebenfalls eingezeichnete veränderte Bremsfläche 409, die unter der verschobenen Arbeitskennlinie 404 liegt, sind dabei gleich groß. Es zeigt sich aber, dass die verschobene Kurve 409 einen größeren Abstand zum Kipppunkt 405 hat, der durch den Schnittpunkt der Kurve mit dem Moment ma gebildet wird. Durch diesen größeren Abstand hat die verschobene Arbeitskennlinie 404 mehr Stabilitätsreserven, was durch das beschriebene Verschieben der Arbeitskennlinie erreicht werden kann.
Es wurde erkannt, dass auch hieraus zu erkennen ist, dass die Dauer und die Tiefe des Fehlers und damit die Lage des Polrades u.U. als Größe für die Stützung dienen können.
Allerdings ist zu beachten, dass das Polrad vom Vorfehlerzustand, der durch den schwarzen Punkt 401 gekennzeichnet ist, während des Fehlers zu einem Punkt weiter rechts und unten beschleunigt wird (403). Bedingung für eine stabile Wiederkehr ist dabei, dass die Fläche links von dem Punkt 403 nicht größer ist, als die Fläche rechts oben von dem Punkt 403, unter der Kurve. Die Fläche 408‘, die unter der alten Arbeitskennlinie 402 liegt, und die Fläche 408“, die unter der verschobenen Arbeitskennlinie 404 liegt, sind dabei gleich groß. Es zeigt sich aber, dass die Fläche 408“ einen größeren Abstand zum Kipppunkt, der den Schnittpunkt der Kurve mit dem Moment ma hat, als die Fläche 408‘ und damit mehr Stabilitätsreserven hat.
Es zeigt sich hier auch, dass die Dauer und die Tiefe des Fehlers (und damit der„Ort“ des Polrades) u.U. als Größe für die Stützung dienen können.
Als weitere Strategie wird eine Stabilisierung durch forcierte Blindleistungseinspeisung vorgeschlagen. Das ist in der Figur 8b veranschaulicht. Dort zeigt die Arbeitskennlinie 830 die Situation nach einer schnellen Zuschaltung. Die vorgeschlagene forcierte Blindleistungseinspeisung durch eine nahe umrichtergeführte Erzeugungseinheit führt zu der Verschiebung zu der veränderten zweiten Arbeitskennlinie 834. Auch hier kann das Verhältnis einer Beschleunigungsfläche zu einer Bremsfläche verbessert werden. Die Beschleunigungsfläche ergibt sich durch den Fehler und sie muss grundsätzlich kleiner sein, als die Bremsfläche. Der Effekt der Blindleistungseinspeisung ist zwar kleiner, als der durch die Wirkleistungseinspeisung, aber speziell durch eine Modulierung der Blindleistung, was durch eine Modulierung der Ad mittanz YL erreicht werden kann, nämlich durch Leistungselektronik des Wind parks 812 in Abhängigkeit der Drehzahlabweichung, kann eine Verbesserung der Dämpfung eines Synchronisierungsvorgangs erzielt werden, also eines Vorgangs, bei dem die Drehzahl des Synchrongenerators wieder auf die Netzfrequenz, idealerweise auf die Netznennfrequenz synchronisiert wird.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die umrichtergeführte Einspeiseeinrichtung, insbesondere der Windpark mit wenigstens einer Einrichtung zum Einspei- sen einer Querspannung ausgestattet ist. Das kann durch ein FACTS-Gerät oder einen Quertransformator erreicht werden. Dadurch kann eine Stabilitätsreserve einer Synchronmaschine durch gezieltes Verschieben des Polradwinkels erreicht werden. Dies ist in Figur 5 veranschaulicht, die eine Verschiebung der Arbeitskennlinie 502 zu einer verschobenen Arbeitskennlinie 504 zeigt. Dabei kann eine Verschiebung in beiden Rich- tungen, abhängig von der Größe des Polradwinkels, stabilisierend wirken. Die Beschleunigungsfläche 506 und die verschobene Bremsfläche 508 zeigen, dass die Stabilitätsreserve durch die Verschiebung der Arbeitskennlinie von 502 auf 504 vergrößert wird.
Der Polradwinkel der Synchronmaschine kann auch im geringen Maße durch eine gezielte Wirk- und Blindleistungseinspeisung geändert werden. Hierbei müssen Wirkleistung und Blindleistung so verändert werden, dass sich genau eine Verschiebung entsprechend Abbildung 5 einstellt. Hierbei werden die Effekte der Figuren 8a und b, die weiter unten noch erläutert werden, überlagert. Der Effekt ist aber deutlich kleiner, als durch die Einprägung einer Querspannung, weshalb gerade auch eine Modulierung des Polradwinkels wieder zur Stabilisierung genutzt werden kann, im Vergleich zur einfachen Erhöhung der Stabilitätsreserve.
Besonders vorteilhaft an der einfachen Verschiebung der Betriebskennlinie ist die Tatsache, dass sich durch die stabilisierenden Maßnahmen weniger Effekte auf die Spannung ergeben können, als bei den anderen vorgestellten Maßnahmen.
Figur 6 zeigt schematisch eine Steuereinrichtung 600 mit einer Einspeiseeinrichtung 602, die in ein elektrisches Versorgungsnetz 604 einspeist. Die Einspeiseeinrichtung 602 erhält dabei von der Steuereinrichtung 600 einen Leistungssollwert S(t). Insoweit wird hier verallgemeinernd auf die komplexe Scheinleistung, also die Scheinleistung nach Betrag und Phase Bezug genommen. Häufig kann eine solche Leistungsvorgabe aber auch so durchgeführt werden, dass bspw. die Wirkleistung P(t) und die Blindleistung Q(t) als getrennte Werte vorgegeben werden. Nachfolgend wird hier vereinfachend von Leistung oder Leistungsvorgabe die Rede sein, was Wirkleistung und/oder Blindleistung bedeuten kann. Außerdem wird deutlich gemacht, dass diese Leistung von der Zeit t abhängt, dass also keine Konstante übergeben wird, sondern ein Wert bzw. mehrere Werte der bzw. die schwanken kann bzw. können.
Die Einspeiseeinrichtung 602 erhält dann diese Leistungsvorgabe und erzeugt daraus einen 3-phasigen Strom I, der hier auch als Einspeisestrom bezeichnet werden kann, und der in das elektrische Versorgungsnetz 604 eingespeist wird. Zwischen der Einspeiseeinrichtung 602 und dem elektrischen Versorgungsnetz 604 könnte bspw. noch ein Transformator angeordnet sein, auf den es hier aber nicht ankommt. Ebenso ist regelmäßig eine Netzdrossel vorgesehen, die hier auch nicht dargestellt ist und als Teil der Einspeiseeinrichtung 602 verstanden werden kann. Die Einspeiseeinrichtung 602 kann aus einem oder mehreren Wechselrichtern aufgebaut sein, die ihre Leistung insbesondere von einem Generator einer Windenergieanlage beziehen. Zum Steuern der Leistung gemäß der Leistungsvorgabe S(t) ist häufig auch eine Steuerung der Leistung des genannten Generators erforderlich bzw. eine Steuerung dieses Generators. Das ist hier mit unter der Leistungsvorgabe S(t) an die Einspeiseeinrichtung 602 zu verstehen. Mit anderen Worten wird diese Leistungsvorgabe auch an eine Generatorsteuerung oder andere Steuerung einer notwendigen Leistungsquelle einfließen. Eine solche Umsetzung ist dem Fachmann grundsätzlich bekannt, so dass hier keine weiteren Details erläutert werden.
In einem Normalfall, in dem das Netz stabil arbeitet und insbesondere kein Netzproblem oder Netzfehler aufgetreten sind, erzeugt eine Normalsteuerfunktion in dem Normalsteuerfunktionsblock 606 die Leistungsvorgabe S(t). Dafür erhält der Normalsteuerfunktionsblock 606 als Eingangsgrößen die Netzspannung U und die Netzfrequenz f.
Dafür wird, was auch nur als schematische Darstellung zu verstehen ist, die Netzspannungen U mit dem Spannungsmessmittel 608 erfasst. Aus der so erfassten Netzspannung U kann über den Frequenzermittlungsblock 610 die Frequenz f erfasst werden und dann als weitere Eingangsgröße in den Normalsteuerfunktionsblock 606 eingehen. Nur der Einfachheit halber ist die Netzspannung U und die Netzfrequenz f nicht als von der Zeit abhängige Größe dargestellt. Tatsächlich hängt aber beides von der Zeit ab und auf diese Abhängigkeit von der Zeit, also ihre zeitliche Veränderung, kommt es hier auch häufig an.
Jedenfalls bestimmt dann der Normalsteuerfunktionsblock 606 die Leistungsvorgabe S(t) und diese wird durch die Auswahleinrichtung 612 im Normalfall, also wenn kein Netzproblem oder Fehler vorliegen oder kurzfristig Vorlagen und auch sonst kein Stabilitätsverlust des elektrischen Versorgungsnetzes 604 zu erwarten ist, an die Einspeiseeinrichtung 602 übergeben. Auch die Normalsteuerfunktion, die in dem Normalsteuerfunktionsblock 606 hinterlegt bzw. implementiert ist, kann insbesondere eine Wirkleistungsvorgabe P in Abhängigkeit der Netzfrequenz bestimmen und eine Blindleistungsvorgabe Q in Abhängigkeit der Netzspannung U bestimmen. Das Ergebnis kann dann in der Leistungsvorgabe S(t) zusammengefasst sein. Grundsätzlich kommt aber auch in Betracht, dass kein Blindleistungsanteil Q oder kein Wirkleistungsanteil P bestimmt wird.
Liegt nun ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende eines solchen Netzfehlers vor, so schaltet die Auswahleinrichtung 612 um und leitet eine Leistungsvorgabe S(t) von dem Stützsteuerfunktionsblock 614 an die Einspeiseeinrichtung 602 weiter.
Eine solche Umschaltung kann durch die Erkennung eines Netzproblems, Netzfehlers oder Ende eines solchen Netzfehlers ausgelöst werden. Das ist in der Figur 6 vereinfachend als ein Ereignis E dargestellt. Dieses Ereignis E wird in einer Ereigniserkennungseinheit 616 erkannt. An dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass sowohl die Ereigniserkennungseinheit 616 als auch die Auswahleinrichtung 612 und auch die übrigen dargestellten Elemente auch anders realisiert sein können. Insbesondere kann auch die insgesamt für die Steuereinrichtung 600 dargestellte Struktur als Software in einer Steuereinrichtung realisiert sein, um nur ein weiteres Beispiel zu nennen. Jedenfalls veranschaulicht die Ereigniserkennungseinheit 616, dass das Ereignis E in Abhängigkeit der Netzspannung U und der Netzfrequenz f erkannt werden kann. Das kann bspw. so aussehen, dass ein Spannungseinbruch zu der Erkennung eines Ereignisses E führt. In diesem Fall wäre eine Auswertung der Netzfrequenz f nicht erforderlich. Es kommt aber auch in Betracht, dass ohne Spannungseinbruch der Netzspannung U eine so starke Frequenzschwingung auftritt und somit anhand der Frequenz f erkannt werden kann, dass das zum Erkennen eines Ereignisses E führt. Insoweit ist die Abhängigkeit des Ereignisses E von der Netzspannung U und der Netzfrequenz f auch so zu verstehen, dass beide Größen dazu überwacht werden. Grundsätzlich kommt aber natürlich auch in Betracht, dass beiden Größen zusammen zum Erkennen eines Ereignisses E führen. Außerdem können auch weitere Größen verwendet werden, wie bspw. eine zeitliche Ableitung der Netzfrequenz, um nur ein weiteres Beispiel zu nennen, das hier der Einfachheit halber aber nicht als Eingangsgröße für die Ereigniserkennungseinheit 616 gezeigt ist.
Die Stützsteuerfunktion in dem Stützsteuerfunktionsblock 614 erhält als Eingangsgrößen, genau wie der Normalsteuerfunktionsblock 606, die Netzspannung LJ und die Netzfrequenz f. Zusätzlich erhält die Stützsteuerfunktion und damit der Stützsteuerfunktionsblock 614 als eine weitere Eingangsgröße von der Netzfrequenz f eine zeitliche Ableitung /. Diese abgeleitete Netzfrequenz / wird in der Ableiteinrichtung 618 erzeugt. Besonders kann eine Wirkleistung P in Abhängigkeit einer solchen
Frequenzableitung f erzeugt werden bzw. diese zusätzlich mit berücksichtigen.
Darüber hinaus ist auch eine Frequenzanalyse bzw. über eine DFT in der Frequenzanalyseeinrichtung 620 vorgesehen. Das Ergebnis ist besonders ein Frequenzspektrum f(f) der Netzfrequenz f. Durch eine Frequenzanalyse, also bspw. eine entsprechende Fourier-Transformation, kann eine charakteristische Schwingung eines in Figur 6 schematisch dargestellten Synchrongenerators 622 eines Großkraftwerks 624 erkannt werden. Dieses frequenzabhängige Frequenzspektrum f(f) kann somit ebenfalls in der Ereigniserkennungseinheit 616 ausgewertet werden, was hier nur der Einfachheit halber nicht dargestellt ist. Besonders kann gemäß einer Ausführungsform die
Ereigniserkennungseinheit 616 aus dem Frequenzspektrum f(f) der Netzfrequenz f, das die Frequenzanalyseeinrichtung 620 erzeugt hat, die charakteristische Schwingfrequenz des Synchrongenerators 622 kennen und dann bei der Überwachung der Netzfrequenz f feststellen, ob die Netzfrequenz f ausgerechnet mit dieser charakteristischen Frequenz des Synchrongenerators 622 schwingt. Erfolgt dies mit entsprechend hoher Amplitude, kann dies dazu führen, dass ein Ereignis E erkannt wird. Dieses Ereignis E kann entsprechend auch eine Eingangsgröße für die Stützsteuerfunktion und damit den Stützsteuerfunktionsblock 614 bilden. Ein solch erkanntes Ereignis E kann dabei für die Stützste ue rfu nktion in dem Stützsteuerfunktionsblock 614 als zeitlicher, nämlich zeitlich präziser, Auslöser verwendet werden, was in der Fachsprache auch als Trigger bezeichnet wird.
Das Frequenzspektrum f(f), das gemäß der schematischen Darstellung der Figur 6 ebenfalls eine Eingangsgröße für den Stützsteuerfunktionsblock 614 ist, kann besonders auch zur Anpassung der Stützsteuerfunktion bzw. zu ihrer Parametrierung verwendet werden. Besonders kann eine Dynamik, insbesondere ein Eigenwert, der Stützsteuerfunktion von einer erfassten charakteristischen Schwingfrequenz des Synchrongenerators 622 abhängen.
Wird also ein Ereignis E erkannt, schaltet die Auswahleinrichtung 612 um, so dass die Leistungsvorgabe S(t) von der Stützsteuerfunktion in dem Stützsteuerfunktionsblock 614 vorgegeben wird und dazu erhält der Stützsteuerfunktionsblock 614 als Eingangsgrößen die Netzspannung U, die Netzfrequenz f und ihre Ableitung /. Außerdem können das Frequenzspektrum f(f) und das auslösende bzw. erkannte Ereignis E zusätzlich berücksichtigt werden. Hierdurch kann die Eigenart und das Verhalten des Synchrongenerators 622 erfasst und darauf konkret reagiert werden. Durch die im elektrischen Sinne große Nähe des Synchrongenerators 622 zu der Einspeiseeinrichtung 602, und damit zu einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit, für die die Steuereinrichtung 600 und die Einspeiseeinrichtung 602 zusammenstehen, kann durch diese Erzeugungseinheit gezielt Einfluss auf das Verhalten des Synchrongenerators 622 genommen werden, nämlich durch geschicktes Einspeisen einer Leistung S(t).
Figur 7 zeigt schematisch ein Diagramm mit verschiedenen Strategien einer Leistungserhöhung nach einem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers. Hierbei ist in dem oberen Diagramm ein Frequenzgradient 710, der mathematisch auch als df/dt bezeichnet werden kann, mit abklingender Amplitude gezeigt. Das untere Diagramm zeigt dazu verschiedene Leistungserhöhungen als Leistungsverläufe 701 bis 704. Beide Diagramme verwenden dieselbe Zeitachse.
Die Figur 7 zeigt dabei einen Leistungseinbruch, bei dem die Leistung beispielhaft von einem Anfangswert Po auf 0 absinkt. Die tatsächliche Betrachtung bzw. Veranschauli- chung beginnt aber erst zum Zeitpunkt to, zu dem dann eine Leistungseinspeisung, nämlich Wirkleistungseinspeisung wieder aufgenommen werden soll. Auch das im oberen Diagramm dargestellte schwingende Verhalten der Frequenz bzw. die dargestellte Schwingung des Frequenzgradienten 710 wird erst ab diesem Zeitpunkt to betrachtet. Besonders sind die beiden Diagramme im Bereich vor dem Zeitpunkt to nicht aufeinander abgestimmt.
Jedenfalls weist die Netzfrequenz zum Zeitpunkt to eine etwa sinusförmige Schwingung auf, die abklingt. Entsprechen ist auch der Verlauf des Frequenzgradienten 710 etwa sinusförmig und abklingend. Außerdem ist noch ein Verlauf eines Scheitelwertes SfG(t) des Frequenzgradienten 710 eingezeichnet, der auch als Scheitelwertfunktion 712 bezeichnet werden kann. Die Scheitelwertfunktion 712 gibt somit zu jedem Zeitpunkt einen Maximalwert des Frequenzgradienten 710 an und bildet damit etwa eine obere Kurve zweier einhüllender Kurven des schwingenden Frequenzgradienten.
In Abhängigkeit des Frequenzgradienten 710 werden unterschiedliche Möglichkeiten einer Leistungserhöhung im unteren Diagramm angegeben. Der erste Leistungsverlauf 701 bildet eine einfache Rampe, die nicht von dem Frequenzgradienten 710 abhängt. Eine solche Rampe kann den Stand der Technik bilden, sie kann aber auch als Basis für eine Überlagerung mit einer vom Frequenzgradienten 710 abhängigen Leistungsfunktion dienen.
Eine solche Überlagerung zeigt der zweite Leistungsverlauf 702. Der setzt sich zusammen aus der Rampe des ersten Leistungsverlaufs 701 bzw. einer ähnlichen Rampe, und einer unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängigen Leistungsfunktion, die über- lagert mit der Rampe den zweiten Leistungsverlauf 702 bildet. Die unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängigen Leistungsfunktion kann bspw. eine zu dem Frequenzgradienten proportionale Funktion sein. Es ergibt sich somit ein Anstieg der Leistung, der aber Schwingungen gezielt entgegenwirken kann, was durch die überlagerte von dem Frequenzgradienten abhängigen Leistungsfunktion erreicht werden kann. Die Leistung steigt also an, ohne dabei die Schwingung, die sich in dem Frequenzgradienten 710 wiederspiegelt, anzuregen. Stattdessen wird eine solche Schwingung bedämpft.
Der dritte Leistungsverlauf 703 ist nur abhängig von der Scheitelwertfunktion, betrachtet also nicht die Schwingung des Frequenzgradienten 710, sondern nur den Verlauf der Amplitude. Damit weist der dritte Leistungsverlauf 703 keine Schwingung auf. Er lässt zu Beginn der gewünschten Leistungserhöhung die Leistung nur schwach ansteigen. Klingt dann die Schwingung ab, kann auch die Leistung stärker erhöht werden. Dadurch weist der dritte Leistungsverlauf 703 eine mit der Zeit zunehmende Steigung auf, was auch als ein allgemeines Merkmal vorgeschlagen wird.
Ein weiterer Vorschlag ist, dem Leistungsverlauf 703 eine von dem Frequenzgradienten 710 abhängigen Leistungsfunktion zu überlagern. Statt diese Leistungsfunktion dem rampenförmigen Leistungsverlauf 701 zu überlagern, wird hier also vorgeschlagen diese Leistungsfunktion dem dritten Leistungsverlauf 703 zu überlagern. Das Ergebnis ist der vierte Leistungsverlauf 704. Hierdurch können die beschriebenen Vorteile synergetisch kombiniert werden. Der anfangs schwache Anstieg des dritten Leistungsverlaufs verhin- der bei einem schwingenden Zustand eine zu starke Leistungserhöhung und die unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängige Leistungsfunktion steuert den Schwingungen gezielt gegen. Besonders ermöglicht auch der schwache Anstieg des dritten Leistungsverlaufs dort ein stärkeres Gegensteuern durch die unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängige Leistungsfunktion.
Die Netzstruktur der Figur 8 veranschaulicht einen Netzabschnitt 800, der im wesentlichen durch eine erst und zweite Reaktanz 801 und 802 gebildet wird, die hier der Einfachheit halber als gleich groß angenommen werden. Dieser Netzabschnitt 800 ist mit dem restlichen Netz 804 verbunden, das hier vereinfachend als starres Netz angenommen wird.
Weiterhin ist eine Synchronmaschine 806 vorhanden, die auch als Synchrongenerator bezeichnet werden kann, und die direkt, also ohne Zwischenschaltung eines Umrichters, mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelt ist, nämlich hier mit dem Netzabschnitt 800 an der ersten Reaktanz 801. Die Synchronmaschine 806 kann über eine Turbine 808 mit Antriebswelle 810, was hier nur angedeutet ist, angetrieben werden und diese drei Elemente stehen hier auch repräsentativ für ein Kraftwerk 816. Damit ist die Synchronmaschine 806 über diesen Netzabschnitt 800 mit dem restlichen Netz 804 verbunden. Für diese Synchronmaschine bildet der Netzabschnitt 800, besonders die beiden Reaktanzen 801 und 802 einen Lastflusspfad.
Ein Windpark 812 ist hier durch eine Ad mittanz YL als Verbraucher wiedergegeben und zwischen der ersten und zweiten Reaktanz 801 , 802 angeschlossen. Ein Schalter 814 veranschaulicht, dass der Windpark 812 auch von dem Netzabschnitt 800 getrennt werden kann. Über die Struktur der Figur 8 kann die Wirkung einer Einspeisung durch den Windpark 812 auf eine Stabilitätsreserve des Kraftwerks 816, welches mit seiner Synchronmaschine 806, mit dem Netz 804 verbunden ist, verdeutlicht werden.
Der Windpark 812 und damit die Einspeisung ist dabei in dem Lastflusspfad, nämlich zwischen der ersten und zweiten Reaktanz 801 , 802 angeschlossen. Zu der Struktur der Figur 8 zeigt die Figur 8a eine Arbeitskennlinie 830, die eine Drehmoment-Polradwinkelabhängigkeit der Synchronmaschine 806 im Normalbetrieb bei einer parallelen Einspeisung durch die Synchronmaschine 806 und den Wind park 812 darstellt.
Figuren 8a und 8b verwenden die gleiche Darstellung wie die Figuren 3 und 4.
In Figur 8a ist dargestellt, wie sich eine Arbeitskennlinie, die grundsätzlich auch synonym als Betriebskennlinie bezeichnet werden kann, verändert, wenn eine
Wirkleistungseinspeisung durch den Wind park 812 reduziert wird. Figur 8a zeigt dazu, wie sich die Arbeitskennlinie 830 des Synchrongenerators 806 nach links oben zu der veränderten ersten Arbeitskennlinie 832 durch die Reduzierung der
Wirkleistungseinspeisung verschiebt. Hierdurch ergeben sich mögliche Bremsflächen, wie sie in den Figuren 3 und 4 gezeigt sind, und solche möglichen Bremsflächen können sich durch die gezeigte Verschiebung vergrößern. Es ist somit erkennbar, dass durch diese Anregung, also durch diese Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung, die Stabilitätsreserve verbessert wird, bzw. dass eine maximal mögliche Anregung bei solchen stabilen Nachfehlerbedingungen vergrößert wird.
Figur 8b dagegen zeigt den Einfluss einer zusätzlichen Blindstromeinspeisung auf die Drehmoment-Polradwinkelabhängigkeit durch den Wind park 812. Die Arbeitskennlinie 830, von der ausgegangen wird entspricht der Arbeitskennlinie 830 der Figur 8a. Somit bildet die Arbeitskennlinie 830 in Figur 8b wieder einer Ausgangskennlinie bei einer parallelen Einspeisung durch den Synchrongenerator 806, also das Kraftwerk 816 und den Windpark 812.
Speist der Wind park 812 nun einen zusätzlichen kapazitiven und damit übererregten Blindstrom ein, steigert sich die Stabilitätsreserve (die möglichen Bremsflächen) der Synchronmaschine 806 durch die Verschiebung der Drehmoment-Polradwinkelkennlinie, also der Arbeitskennlinie 830 nach oben zu einer veränderten zweiten Arbeitskennlinie 834. Diese Verschiebung erreicht nämlich eine Erhöhung bzw. Vergrößerung der Bremsflächen, wie sie in den Figuren 3 und 4 erläutert wurden.
Zur Veranschaulichung ist in der Figur 8b auch eine Reaktion auf eine Einspeisung eines induktiven Blindstroms durch den Wind park 812 dargestellt. Dadurch ergibt sich die veränderte dritte Arbeitskennlinie 836, die nach unten verschoben ist. Das zeigt, dass diese Einspeisung eines induktiven Blindstroms die Stabilität der Synchronmaschine 806 entsprechend der unteren Arbeitskennlinie 836 verschlechtert.
Durch Einspeisen eines induktiven Blindstroms in Kombination mit einer Wirkleistungsreduktion durch den Windpark 812 kann beispielsweise alleine der Polradwinkel des Synchrongenerators 806 des Kraftwerkes 816 verändert werden. Hierbei können sich die Effekte gemäß der veränderten ersten und zweiten Arbeitskennlinie 832, 834 überlagern. Die Verschiebung in die andere Richtung kann entsprechend durch eine Wirkleistungsvergrößerung bei gleichzeitig kapazitiver Stromeinspeisung erfolgen. Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird für die Steuerung der Leistungseinspeisung durch die umrichtergeführte Erzeugungseinheit ein Verhalten einer Synchronmaschine emuliert und dafür kann eine virtuelle Synchronmaschine mit einem virtuellen Massenträgheitsmoment zu Grunde gelegt werden. Dieses Verhalten und/oder eine Vergrößerung des virtuellen Massenträgheitsmoments wird vorzugsweise nach einer Spannungs- Wiederkehr aktiviert. Eine Aktivierung kommt auch beim Durchgang der pendelnden Frequenz durch die Vorfehlernetzfrequenz, also durch die Frequenz, die vor dem Fehler vorlag, in Betracht. Das entspräche einem Durchgang durch einen Gleichgewichtspunkt.
Als weitere Strategie wird auch eine aktive Schwingungsdämpfung vorgeschlagen.
Hierzu kommt bspw. eine Simulation eines Längswiderstandes in Betracht. Dieser führt zu einer spannungsabhängigen Einspeisewirkleistung durch den Einspeisestrom, der durch diesen Längswiderstand in der Simulation fließt.
Es kommt auch eine Simulation einer frequenzabhängigen Last in Betracht, die somit zu einer frequenzabhängigen Einspeiseleistung bzw. Entnahmeleistung führt.
Auch andere aktive Dämpfungsverfahren kommen in Betracht, bei denen bspw. eine entsprechend modulierte Leistung eingespeist wird.
Die vorgeschlagenen Maßnahmen beziehen sich auf eine hybride Versorgungsstruktur, bei der gleichzeitig konventionell und umrichtergespeist eingespeist wird. Somit wird auch vorgeschlagen, die Umrichterdurchdringung zu berücksichtigen und davon abhängig die vorgeschlagenen Maßnahmen zu ergreifen. Bei einem sehr hohen Anteil einer umrichtergespeisten Einspeisung, insbesondere >95% , wird gemäß einem Aspekt vorgeschlagen, auf eine schnellst mögliche Wirkleistungswiederkehr umzuschalten. Hier wird eine Instabilitätsneigung der Synchronmaschine in Kauf genommen, da in Netzen mit einer sehr hohen regenerativen Durchdringung die Wiederherstellung des Leistungsgleichgewichtes priorisiert werden muss. Hier liegt besonders die Erkenntnis zu Grunde, dass in einem solchen System die Schwungmasse gering, und die Frequenzsensitivität hoch ist.
Es wurde somit erkannt, dass nach einem Netzfehlerereignis u.U. die Art der Wirkleistungswiederkehr von umrichtergespeisten Einspeisern, wie z.B. P hotovo Ita i ka n lag e n (PV), Windenergieanlagen oder , Batteriespeichern, einen Einfluss auf die Stabilität von
Synchronmaschinen hat. Es wurde auch erkannt, dass der Effekt stark abhängig ist von dem aktuellen Anteil von umrichterbasierten Einspeisern.
Bisher war ein Nach-Fehlerverhalten in den wenigsten Grid Codes konkret vorgeschrieben. Wenn überhaupt ist nur von einer möglichst schnellen Wirkleistungswiederkehr die Rede. Die resultierenden dynamischen Effekte bei den elektrisch benachbarten Synchronmaschinen wurden nicht beachtet und auch nicht der aktuelle Anteil, also die Penetration, von umrichterbasierten Einspeisern, also von umrichtergeführten Erzeugungseinheiten, im Gesamtnetz und in der Nähe der entsprechenden, zu steuernden Windenergieanlage. Als ein angestrebtes Ziel wird somit auch angesehen, ein Fehlerdurchfahrverhalten und auch ein Nachfehlerverhalten (FRT- und Post-FRT-Verhalten) einer umrichtergesteuerten Einspeiseeinheit zukünftig von der momentanen Penetration des Netzes mit umrichtergesteuerten Einspeiseeinheiten abhängig zu machen und auf eine Instabilitätsneigung aktiv zu reagieren. Für dieses Ziel soll besonders folgende Möglichkeit realisiert werden: Umrichtergesteuerte Erzeugungseinheiten reagieren mit angepassten Nachfehlerverhalten auf das Nachfehlerverhalten der in der Nähe befindlichen Synchronmaschinen.
Besonders soll eine Systemstabilität und Stabilität elektrisch benachbarter Synchrongeneratoren bei einer lokal und global hohen Penetration mit umrichtergesteuerten Erzeugungseinheiten erreicht werden. Es soll auch erreicht werden, dass zukünftig mehr um- richtergesteuerte Erzeugungseinheiten errichtet und ans Netz angeschlossen werden dürfen, selbst wenn nur noch wenige direktgekoppelte Synchrongeneratoren am Netz in Betrieb sind. Fig. 9 zeigt zwei Diagramme, die dieselbe Zeitachse ausweisen. Das untere Diagramm zeigt einen Spannungsverlauf der Netzspannung U über die Zeit t vor, während und nach einem Netzfehler. Der Netzfehler tritt etwa zum Zeitpunkt to auf und wird zum Zeitpunkt ti als beendet betrachtet. Vor dem Netzfehler weist die Netzspannung LJ etwa Nennspan- nung UN auf und fällt dann auf einen niedrigen Wert ab, der z.B. 5% der Nennspannung UN betragen kann. Das System, nämlich besonders das elektrische Versorgungsnetz, muss sich dann ab dem Ende des Netzfehlers also ab dem Zeitpunkt ti noch erholen, so dass sich die Spannung ab dem Zeitpunkt ti wieder erhöht, um dann möglichst bald einen stabilen Wert von U=UN ZU erreichen. Ein möglicher Leistungsverlauf der eingespeisten Wirkleistung P ist in dem oberen Diagramm dargestellt. Demnach wird eine Wirkleistung bspw. vor dem Netzfehler bis zum Zeitpunkt to mit der Amplitude Pp eingespeist, die beim Netzfehler dann auf null abfällt. Nach oder ab dem Ende des Netzfehlers zum Zeitpunkt L erhöht sich dann die eingespeiste Wirkleistung P. Diese Erhöhung wird durch eine Stützsteuerfunktion durchgeführt, die bspw. eine Steigung m dieser Wirkleistungserhöhung vorgeben kann. Die Steigung kann von verschiedenen Kriterien abhängen, wie oben zu Ausführungsformen des erfindungsgemäßen Verfahrens beschrieben wurde. Bspw. kann die Steigung von einem Umrichteranteil im elektrischen Versorgungsnetz abhängen. Das ist in der Fig. 9 durch drei unterschiedliche auf die Zeit bezogene Steigungen m-i, itΐ2 und rrn veranschaulicht. Die Stützsteuerfunktion kann somit bspw. aus mehreren Vorgabefunktionen ausgewählt werden, die jeweils eine der Steigungen aufweisen.
Es kommt aber auch in Betracht, dass statt der Auswahl zwischen mehreren Vorgabefunktionen die exemplarisch genannten Steigungen rrn, rri2 bzw. rm als Parameter eingestellt werden. Jedenfalls wird die Stützsteuerfunktion so gewählt bzw. eingestellt, dass einer, durch den Synchrongenerator verursachten, Schwingung entgegenwirkt wird. Das erfolgt hier durch die entsprechende Steigung.
Es ist aber auch möglich, dass die Stützsteuerfunktion komplexer ist als die in der veranschaulichenden Figur 9 angedeutete. Dazu wird ein weiteres Beispiel in Fig. 10 gezeigt. Die Fig. 10 geht von derselben Anfangssituation wie die Figur 9 aus und verwendet auch dieselbe Zeitachse.
Es wird dann aber vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion, unterschiedliche Steigungen mi und m2 aufweist. Das ist in der Fig. 10 veranschaulicht, demnach ab bzw. nach dem Ende des Netzfehlers zum Zeitpunkt ti zunächst die Wirkleistung mit der ersten Steigung mi erhöht wird, sie also mit einer Rampe mit der Steigung mi erhöht wird. Zum Zeitpunkt t2 wird gemäß diesem Beispiel vorgeschlagen, dass die eingespeiste Leistung P für einen vorgegebenen Zeitraum, nämlich bis zum Zeitpunkt t3 konstant gehalten wird. Ab dem Zeitpunkt b wird die eingespeiste Leistung P dann mit einer zwei- ten Steigung m2 erhöht, die in dem gezeigten Beispiel kleiner als die erste Steigung m2 ist. Dadurch kann einem Schwingen, besonders einem Aufschwingen einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz, bei entsprechender Parametrierung entgegen gewirkt werden und auf einen stabilen Betriebspunkt hingearbeitet werden. Besonders kann durch das anfängliche schnelle Erhöhen der Wirkleistung ein erster Arbeitspunkt mit viel eingespeister Wirkleistung erreicht werden, wohingegen der zweite langsamere Anstieg eine Schwingungsberuhigung erreichen oder fördern kann.
Es ist zu beachten, dass die genannten Steigungen der Fig. 9 und 10 trotz gleicher Bezeichnung (irn und ITI2) unterschiedlich sein können. In beiden Beispielen, also der Fig. 9 und 10 ist aber grundsätzlich vorgesehen, dass die Leistung dann wieder die Leistung Pp erreicht, die vor dem Netzfehler eingespeist wurde, sofern nicht weitere Randbedingungen, wie bspw. ein zwischenzeitliches Abflauen des Windes, dagegenstehen.

Claims

Ansprüche
1. Verfahren zum Austauschen elektrischer Leistung mit einem elektrischen Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz ausweist, mittels einer umrichtergeführten Er- zeugungseinheit, insbesondere einer Windenergieanlage oder eines Wind parks, an einem Netzanschlusspunkt, umfassend die Schritte:
Austauschen elektrischer Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann,
wobei die Steuerfunktion die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zu- Standsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes steuert und
als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und einer zur Normalsteu- erfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktion gewechselt werden kann, und
die Normalsteuerfunktion verwendet wird, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet und
- die Stützsteuerfunktion verwendet wird, wenn ein Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde, wobei
die Stützsteuerfunktion die eingespeiste Leistung so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, besonders einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Syn- chrongenerators, bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwingung.
2. Verfahren nach Anspruch 1 ,
dadurch gekennzeichnet, dass
die wenigstens eine Stützsteuerfunktion für eine Steuerung in einem Nachfehler- verhalten vorgesehen ist, wobei ein Nachfehlerverhalten ein Verhalten des elektrischen Versorgungsnetzes unmittelbar nach dem Netzfehler bezeichnet, besonders eine Spannungsrückkehr am Netzanschlusspunkt nach einem signifikanten Spannungseinbruch am Netzanschlusspunkt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Stützsteuerfunktion dazu ausgelegt ist, dass einer Schwingung entgegengewirkt wird, die hervorgerufen wird durch eine Reaktion wenigstens eines direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongenerators auf den Netzfehler bzw. das Ende des Netzfehlers.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
mehrere Vorgabefunktionen hinterlegt sind und die Stützsteuerfunktion aus den mehreren hinterlegten Vorgabefunktionen auswählbar ist und insbeson- dere
das Auswahlen der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit eines von extern empfangenen Auswahlsignals erfolgt.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Stützsteuerfunktion einstellbar ist, insbesondere dadurch, dass Parameter der
Stützsteuerfunktion eingestellt werden, und dass die Stützsteuerfunktion insbesondere über eine Datenschnittstelle von extern einstellbar ist, und/oder dass
die Stü tzste u e rfu n ktio n von extern übertragen wird.
6. Verfahren nach ,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Auswählen oder Einstellen der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit von Topologieinformationen erfolgt, wobei insbesondere die Topologieinformationen Informationen sind, die ausgewählt sind aus der Liste aufweisend
eine oder mehrere Schalterstellungen im elektrischen Versorg ungs- netz, insbesondere Schalterstellungen von Netztrennschaltern, die zum Trennen oder Verbinden von Netzabschnitten des elektrischen Versorgungsnetzes vorgesehen sind, und
Informationen zu verbundenen Erzeugereinheiten, insbesondere Informationen zu im elektrischen, Versorgungsnetz dominierenden Arten von Erzeugereinheiten, und dass außerdem oder alternativ das Auswählen einer Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit eines Auswertergebnisses einer vorbestimmten Auswertelogik erfolgt.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
- eine U m richterd u rchd ri ng u ng ermittelt wird, wobei die Umrichterdurchdringung ein Maß für den Anteil durch umrichtergesteuerter Einspeiser eingespeister Leistung zu durch direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchronmaschinen eingespeister Leistung ist, wobei sich die Umrichterdurchdringung bezieht auf das elektrische Versorgungsnetz,
einen Teilabschnitt des Versorgungsnetzes oder
einen um den Netzanschlusspunkt definierten Nahbereich
und
in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdringung die Stützsteuerfunktion eingestellt oder ausgewählt wird.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
eine Stützsteuerfunktion einen Wirkleistungsanteil und einen Blindleistungs- anteil steuert, insbesondere dass dafür eine Wirkleistungsfunktion und eine
Blindleistungsfunktion vorgesehen sind, und
der Wirkleistungsanteil zum Erreichen einer ersten Stützaufgabe vorgesehen ist, insbesondere zum Erreichen einer Frequenzstützung, und
der Blindleistungsanteil zum Erreichen einer zweiten Stützaufgabe vorgese- hen ist, insbesondere zum Erreichen einer Spannungsstützung, und für die Auswahl bzw. das Einstellen der Stützsteuerfunktion die erste Stützaufgabe und die zweite Stützaufgabe in Abhängigkeit einer bzw. der ermittelten Umrichterdurchdringung priorisiert werden, insbesondere dass ein Verhältnis des Wirkleistungsanteils zum Blindleistungsanteil und/oder ein Verhältnis eines Anstiegs des Wirkleistungsanteils zu einem Anstieg des
Blindleistungsanteils in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdringung gewählt wird, insbesondere, dass
der Wirkleistungsanteil oder sein Anstieg gegenüber dem Blindleistungsanteil oder seinem Anstieg umso größer ist, je größer die ermittelte Umrichter- durchdringung ist
9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Stützsteuerfunktion wenigstens einen der folgenden Zusammenhänge bzw. eine der folgenden Eigenschaften angibt aus der Liste aufweisend
- einen zeitlichen Verlauf der einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Wirkleistung
einen zeitlichen Verlauf einer einzuprägenden Spannung,
einen Zusammenhang zwischen einer erfassten Netzspannung oder Netzspannungsänderung und einer einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspei- senden Blindleistung oder eines einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blindstromes,
einen zeitlichen Verlauf einer einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blindleistung oder eines einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspei- senden Blindstromes,
eine zeitliche Zunahme einer einzuspeisenden Wirkleistung oder eines einzuspeisenden Wirkstromes, insbesondere über eine Rampenfunktion mit vorbestimmter Steigung oder über mehrere zusammengesetzte Rampenfunktionen unterschiedlicher Steigungen oder über eine vorbestimmte Trajektorie,
eine zeitliche Zunahme einer einzuspeisenden Blindleistung oder eines einzuspeisenden Blindstroms, insbesondere über eine Rampenfunktion mit vorbestimmter Steigung oder über mehrere zusammengesetzte Rampenfunktionen unterschiedlicher Steigungen oder über eine vorbestimmte Trajektorie,
wenigstens einen Startwert einer Zeit, zu der eine Einspeisung nach dem Netzfehler oder dem Ende des Netzfehlers wieder aufgenommen wird, einen Wartewerte einer Wirkleistung bzw. eines Wirkstroms und/oder einer Blindleistung bzw. eines Blindstroms, der einen Wert angibt, auf den die Wirkleis- tung bzw. der Wirkstrom und/oder die Blindleistung bzw. der Blindstrom nach dem Startwert hochgefahren wird und für einen vorbestimmten Zeitraum unverändert bleibt, und eine Steilheit, die eine Flanke für den Verlauf der Wirkleistung bzw. des Wirkstroms und/oder der Blindleistung bzw. des Blindstroms vom Startwert zum Wartewert angibt, und
- eine Auslösespannung, die einen Spannungswert oder einen Wert einer
Spannungsänderung angibt, bei dem nach Rückkehr nach dem Netzfehler oder dem Ende des Netzfehlers ein Ende des Netzfehlers detektiert wird.
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
als Stützsteuerfunktion eine Mehrgrößenfunktion vorgeschlagen wird, insbesondere ausgewählt aus der Liste aufweisend
eine Blindleistung oder ein Blindstrom in Abhängigkeit der Zeit und der Netzspannung oder einer Netzspannungsänderung (Q(t,U)),
eine Wirkleistung oder ein Wirkstrom in Abhängigkeit der Zeit und der Netz- Spannung oder einer Netzspannungsänderung (P(t,U)), eine Wirkleistung oder ein Wirkstrom in Abhängigkeit der Zeit und der Netzfrequenz oder einer N etzf req uenzänderung (P(t,f)), und
eine Blindleistung oder ein Blindstrom in Abhängigkeit der Zeit und einer eingespeisten Wirkleistung und der Netzspannung oder einer Netzspan- nungsänderung (Q(t,P,U)), wobei vorzugsweise
die Stützsteuerfunktion aus mehreren dieser Mehrgrößenfunktionen zusammengesetzt ist.
1 1 Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
Informationen oder Parameter zum Auswählen bzw. Einstellen einer Stützsteuerfunktion von extern vor dem Auftreten des Netzproblems oder Netzfehlers empfangen werden, insbesondere dass
die Informationen bzw. Parameter in vorbestimmten und/oder sich individuell ändernden Zeitintervallen und/oder nach einer Änderung ihrer Inhalte von der umrichtergeführten Erzeugungseinheit empfangen werden.
12. Erzeugungseinheit, insbesondere eine Windenergieanlage, ein Wind park, ein Speicher elektrischer Energie oder eine Kombination davon, wobei die Erzeugungseinheit umrichtergeführt ist, zum Austauschen elektrischer Leistung mit einem elektrischen Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz ausweist, an einem Netzanschlusspunkt, umfassend
einen Umrichter zum Austauschen elektrischer Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann,
eine Steuerungsvorrichtung zum Steuern des Austauschens elektrischer Leistung mittels einer Steuerfunktion, wobei die Steuerfunktion die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes steuert, und wobei die Steuerungsvorrichtung dazu eingerichtet ist, dass
als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und wenigstens einer zur Normalsteuerfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktion gewechselt werden kann, und
die Normalsteuerfunktion verwendet wird, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet und
die Stützsteuerfunktion verwendet wird, wenn ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde, wobei die Stützsteuerfunktion die eingespeiste Leistung so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, besonders einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators, bzw. einer durch den Syn- chrongenerator verursachten Schwingung.
13. Erzeugungseinheit nach Anspruch 12,
dadurch gekennzeichnet, dass
eine Datenschnittstelle vorgesehen ist, um zum Auswahlen und/oder Einstellen einer Steuerfunktion Informationen oder Parameter von extern zu empfangen.
14. Erzeugungseinheit nach Anspruch 12 oder 13,
dadurch gekennzeichnet, dass
sie, insbesondere die Steuerungsvorrichtung dazu eingerichtet ist, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11 auszuführen.
PCT/EP2019/051412 2018-02-01 2019-01-22 Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz WO2019149561A1 (de)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP19701340.2A EP3747102A1 (de) 2018-02-01 2019-01-22 Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
CA3088831A CA3088831C (en) 2018-02-01 2019-01-22 Method for feeding electrical power into an electrical supply network
US16/963,768 US11239661B2 (en) 2018-02-01 2019-01-22 Method for feeding electrical power into an electrical supply network
CN201980011473.2A CN111684679B (zh) 2018-02-01 2019-01-22 用于将电能馈入到供电网中的方法

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102018102220.4A DE102018102220A1 (de) 2018-02-01 2018-02-01 Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz
DE102018102220.4 2018-02-01

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019149561A1 true WO2019149561A1 (de) 2019-08-08

Family

ID=65199423

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2019/051412 WO2019149561A1 (de) 2018-02-01 2019-01-22 Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11239661B2 (de)
EP (1) EP3747102A1 (de)
CN (1) CN111684679B (de)
CA (1) CA3088831C (de)
DE (1) DE102018102220A1 (de)
WO (1) WO2019149561A1 (de)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11456645B2 (en) 2020-12-10 2022-09-27 General Electric Renovables Espana, S.L. System and method for operating an asynchronous inverter-based resource as a virtual synchronous machine with storage
US11671039B2 (en) 2020-12-10 2023-06-06 General Electric Renovables Espana, S.L. System and method for operating an asynchronous inverter-based resource as a virtual synchronous machine to provide grid-forming control thereof

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102018115794A1 (de) * 2018-06-29 2020-01-02 Wobben Properties Gmbh BOD Converter
US11916392B2 (en) * 2018-10-17 2024-02-27 Vestas Wind Systems A/S Current dispatching for power plant control
CN114762209A (zh) * 2019-10-03 2022-07-15 康明斯发电机有限公司 用于功率因数校正的系统和方法
JP6852831B1 (ja) 2020-07-22 2021-03-31 富士電機株式会社 制御装置、制御方法、およびプログラム
US11327123B2 (en) * 2020-09-28 2022-05-10 Hitachi Energy Switzerland Ag Distribution power system fault control apparatus and method
EP4007105A1 (de) * 2020-11-25 2022-06-01 Wobben Properties GmbH Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP4024646A1 (de) 2020-12-30 2022-07-06 Wobben Properties GmbH Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP4033627A1 (de) * 2021-01-26 2022-07-27 Wobben Properties GmbH Verfahren zum überwachen eines elektrischen versorgungsnetzes
EP4037134A1 (de) * 2021-01-29 2022-08-03 Wobben Properties GmbH Untererregungsschutz für nahegelegene, konventionelle kraftwerke durch windenergieanlagen
EP4084261A1 (de) * 2021-04-28 2022-11-02 Wobben Properties GmbH Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP4184768A1 (de) * 2021-11-17 2023-05-24 Siemens Energy Global GmbH & Co. KG Wandler und verfahren zum betrieb eines wandlers

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150198145A1 (en) * 2012-07-13 2015-07-16 Wobben Properties Gmbh Method for controlling an electric generator
US20170250540A1 (en) * 2009-09-15 2017-08-31 Rajiv Kumar Varma Multivariable modulator controller for power generation facility

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011092193A2 (en) * 2010-01-26 2011-08-04 Vestas Wind Systems A/S Method for emulation of synchronous machine
CA2871370C (en) * 2012-04-27 2018-08-14 Senvion Se Wind farm with fast local reactive power control
WO2013185772A2 (en) * 2012-06-12 2013-12-19 Vestas Wind Systems A/S Wind-power-plant control upon low-voltage grid faults
CN106558883B (zh) * 2015-09-24 2019-06-28 中国电力科学研究院 一种用于无功补偿装置的电网故障控制系统
DE102016115431A1 (de) 2016-08-19 2018-02-22 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern einer Windenergieanlage
CN107276120B (zh) * 2017-06-23 2020-01-03 华中科技大学 一种双馈风机同步机系统以及抑制同步发电机振荡的方法

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20170250540A1 (en) * 2009-09-15 2017-08-31 Rajiv Kumar Varma Multivariable modulator controller for power generation facility
US20150198145A1 (en) * 2012-07-13 2015-07-16 Wobben Properties Gmbh Method for controlling an electric generator

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
FU, Y. ET AL.: "Damping control of PMSG-based wind turbines for power system stability enhancemen", 2ND I ET RENEWABLE POWER GENERATION CONFERENCE (RPG 2013, 2013

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11456645B2 (en) 2020-12-10 2022-09-27 General Electric Renovables Espana, S.L. System and method for operating an asynchronous inverter-based resource as a virtual synchronous machine with storage
US11671039B2 (en) 2020-12-10 2023-06-06 General Electric Renovables Espana, S.L. System and method for operating an asynchronous inverter-based resource as a virtual synchronous machine to provide grid-forming control thereof

Also Published As

Publication number Publication date
US20210044115A1 (en) 2021-02-11
CA3088831C (en) 2023-02-21
US11239661B2 (en) 2022-02-01
CN111684679A (zh) 2020-09-18
CN111684679B (zh) 2024-03-15
EP3747102A1 (de) 2020-12-09
CA3088831A1 (en) 2019-08-08
DE102018102220A1 (de) 2019-08-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2019149561A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP2872777B1 (de) Verfahren zum steuern eines elektrischen erzeugers
EP2556247B1 (de) Dynamische trägheitsregelung
WO2019149818A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP3639338A1 (de) Windenergieanlage oder windpark zum einspeisen elektrischer leistung
EP2457320B1 (de) Verfahren zum betreiben einer windturbine sowie dazu geeignete windturbine
EP3008334B1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP3639340A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung mitteils einer umrichtergeführten erzeugungseinheit, insbesondere windenergieanlage
WO2015067408A1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage
EP3749851B1 (de) Verfahren zum steuern einer windenergieanlage und entsprechende windenergieanlage
DE102017112491A1 (de) Verfahren zum Betreiben eines Windparks
EP2422420A1 (de) Drehzahlvariabel angetriebene elektrische energieerzeugungsanlage mit konstanter ausgangsfrequenz, insbesondere windkraftanlage
EP3872947A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung mittels eines windenergiesystems
EP3280021A1 (de) Verfahren zum regeln der blindleistungsabgabe eines windparks sowie ein entsprechender windpark
EP3533125A1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage
EP3893351A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP3735740B1 (de) Windenergieanlage zum einspeisen elektrischer leistung mittels vollumrichter
EP3776787A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
WO2020148313A1 (de) Windenergieanlage zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP3818607B1 (de) Verfahren und windenergieanlage zum bedämpfen niederfrequenter schwingungen in einem elektrischen versorgungsnetz
DE102004004350B3 (de) Verfahren zur Verringerung der Drehzahl eines Antriebsstranges in einer Windenergieanlage sowie Windenergieanlage mit mindestens zwei Nenndrehzahlen
WO2020011675A1 (de) Verfahren zum steuern einer einspeiseanordnung
EP4027508A1 (de) Verfahren zum beheizen eines generators einer windenergieanlage

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 19701340

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3088831

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2019701340

Country of ref document: EP

Effective date: 20200901