WO2020008034A1 - Verfahren zum steuern eines windparks - Google Patents

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WO2020008034A1
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supply network
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Aramis SCHWANKA TREVISAN
Angelo MENDONCA
Jair CASSOLI
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Definitions

  • the present invention relates to a method for controlling a wind energy system, namely a wind energy installation or a wind farm comprising several wind energy installations, for feeding electrical power from wind into an electrical supply network, and for steaming low-frequency vibrations in the electrical supply network.
  • the present invention also relates to a wind energy system, namely a wind energy installation or a wind farm comprising several wind energy installations for carrying out such damping.
  • An electrical supply network generally has a nominal network frequency of 50 Hz or 60 Hz. This nominal network frequency can also be referred to as the system frequency.
  • the electrical supply network can also be referred to in a simplified and synonymous way as a supply network or network.
  • Subsynchronous resonance is an electrical system state in which an energy exchange takes place between an electrical network and a generator set at one or more natural frequencies of the combined system, which are below the synchronous frequency of the system.
  • Low-frequency vibrations can excite or amplify mechanical vibrations from synchronous generators directly coupled to the electrical supply network. This can damage the generators. If these are separated from the electrical supply network for protection, this can weaken the electrical supply network.
  • Low-frequency oscillations in the area of a few hearts can also occur in the supply network between network sections, for example a low-frequency oscillation between a first network section in Germany and a second network section in France. Such oscillations can also lead to partial network shutdowns in the supply network. In the worst case, this can lead to a blackout.
  • the structure or structure of the electrical supply network can also change.
  • the electrical supply network is also subject to constant changes due to connection and disconnection processes, maintenance work on supply lines or the influence of the weather. This also means that network capacities and network inductances or network impedances as a whole can change continuously. This means that even the low-frequency vibrations can change continuously, which makes their detection and damping difficult.
  • wind farms and wind energy systems, or wind energy systems form part of the electrical supply network and play a key role in determining the network properties, they can thus help to stabilize the energy systems or the supply network and can be used as a means of damping undesired subsynchronous resonances.
  • wind farms must also be able to adapt to the changed network properties with regard to the low-frequency vibrations.
  • the German Patent and Trademark Office researched the following prior art in the priority application for this application: DE 10 2015 219 407 A1, WO 201 1/033044 A2, CN 106300386 A.
  • the object of the present invention is therefore to address at least one of the problems mentioned above.
  • a solution is to be proposed which at least enables a wind power plant or a wind farm to have a damping effect on low-frequency vibrations in the electrical supply network.
  • At least an alternative solution to previously known solutions is to be proposed.
  • a method according to claim 1 is proposed. It is used to control a wind energy system, that is to say a wind farm or a wind energy installation, for damping low-frequency vibrations, in particular subsynchronous resonances, in an electrical supply network into which this wind energy system feeds.
  • the supply network has a network voltage with a nominal network frequency, and the low-frequency vibrations to be damped preferably have a lower frequency than half the nominal network frequency.
  • subsynchronous resonances also refer to vibrations that have a lower frequency than the system frequency, here the nominal network frequency.
  • the low-frequency vibrations are therefore preferably less than 25 Hz or 30 Hz.
  • characteristic frequency ranges for low-frequency vibrations which are also known as “Power System Oscillations” (PSO) are approximately 0.2-3 Hz or 5-15 Hz, whereby the frequency ranges are not limited to this.
  • PSO Power System Oscillations
  • These vibrations or oscillations with low frequency in a supply network can be differentiated into different types of vibrations or vibration categories, namely intraplant vibrations, control mode vibrations, interarea vibrations and local plant vibrations.
  • Intraplant vibrations refer to vibrations between several generation units connected to the electrical supply network in a supply network section.
  • Control mode vibrations refer to vibrations caused by feedback control of generation units, consumer units or converter units connected to the electrical supply network.
  • Interarea vibrations refer to vibrations between several supply network sections.
  • Localplant vibrations refer to vibrations between a generation unit connected to the electrical supply network and the supply network.
  • the low-frequency vibrations can have values of 1 Hz and less. However, they can also reach up to five times the nominal network frequency. Low-frequency vibrations here are vibrations with a frequency of at most five times the nominal network frequency, preferably with a frequency that corresponds at most to the nominal network frequency. In particular, the low-frequency oscillation has no frequency that corresponds to a multiple of the nominal network frequency. It should be noted that the examination and consideration of low-frequency vibrations, especially the examination or ensuring system stability of the electrical supply network is used. This differs from an assessment of the network quality or signal quality of the voltage signal in the electrical supply network, in which harmonics are particularly important.
  • a damping control with a closed control loop is used to dampen the low-frequency vibrations.
  • This damping control is prepared for damping the low-frequency vibrations and works in such a way that it controls the feeding of electrical power into the electrical supply network using a wind system controller.
  • the wind system control can be viewed as the control of the wind energy system and this includes the control of a feed unit, especially an inverter.
  • the regulation or control carried out has the possibility of influencing the damping of any vibrations by feeding in electrical power.
  • the damping control can influence the electrical supply network and thus also achieve damping.
  • the damping control be designed for a special controlled system.
  • the controlled system includes the electrical supply network, the wind energy system, and the wind system control. It is also possible that only a part of it is included, but in any case all three elements are considered. This is based in particular on the consideration that these three elements can each significantly influence or even trigger low-frequency vibrations in the electrical supply network.
  • the system is not or much less likely to vibrate, even if there is an excitation.
  • This system which allows such vibrations in some frequency ranges, has been recognized here as the electrical supply network with the wind energy system and the wind system control. Therefore, these three elements are used as a controlled system.
  • the wind system control can optionally be viewed as part of the wind energy system, but the wind system control and the wind energy system are expressly listed as elements of the controlled system.
  • the damping control is then adapted to this system and can thus avoid weakly damped modes in the closed control loop and / or dampen weakly damped modes of the controlled system in the closed control loop.
  • An attenuation controller is therefore proposed which is suitable for the entire frequency range of the low-frequency vibrations, that is to say particularly for frequencies in the range below the nominal network frequency.
  • damping controller is therefore tailored to the entire controlled system and not to a specific frequency.
  • the proposed controller design can be a parameterization or also a specification or change of a control structure.
  • a state controller can be selected in a different order. Even the choice of a control type comes into consideration, such as a choice between a PID controller and a state controller.
  • a network vibration model be created for the design of the damping control and the network vibration model comprises a network model and a wind system model.
  • the network model represents the electrical supply network or the part of it covered in the controlled system.
  • This can take into account a structure of the electrical supply network and the consumers and generators connected to it.
  • the structure particularly takes into account the line system, including the impedances of line sections and any transformers.
  • As consumers, industrial plants and settlements or cities in particular can each be viewed as a simplified overall behavior, for example as impedance.
  • Generators can be viewed in a simplified manner as a power source or, if necessary, more precisely, for example, as an electrical machine, especially for producers that are constructed as a conventional power plant.
  • Information on this that is to say information on creating such a network model, can be provided by a network operator who operates the electrical supply network. The network operator can thus provide such a model.
  • the wind system model depicts a behavior of the wind energy system.
  • Technical details of the wind system are known and can be determined for the operator of the wind energy system, which also carries out the damping control here.
  • the wind system model also includes the behavior of the wind system control.
  • the behavior of the wind system control is also known or results from the design of the damping control and is then known.
  • it is proposed to combine the two models of the supply network and of the wind farm or the wind energy installation in one overall model, namely the network vibration model.
  • the network vibration model is therefore a model of the vibratory energy system, namely the entire supply network, or a part thereof, including the wind farm or wind energy plants.
  • the supply network modeled, but also the behavior of a wind farm with a park controller or a wind turbine with its turbine controller is taken into account.
  • a higher-level park controller that can control several wind farms is preferably proposed.
  • the wind energy system also includes several wind farms. In this way, the influence of the wind turbine or the wind farm or even of the several wind farms on the supply network can be determined.
  • a calculation unit is provided, which can be arranged, for example, in a wind turbine.
  • At least one simplified, in particular linearized, work model is determined from the network vibration model, and the damping control is designed on the basis of the at least one simplified or linearized work model.
  • At least one simplified or linearized working model is thus assumed.
  • the network vibration model is non-linear.
  • the network model, the wind system model and the wind system control can be non-linear.
  • it is also possible to simplify the system for example, by reducing the order of the network vibration model. Possibly. a linear system can result if the simplified working model no longer contains non-linearities.
  • the existence of a non-linear system means that the system properties, particularly expected vibrations or modes, can depend not only on frequencies but also on amplitudes.
  • An analysis or controller synthesis in the frequency domain which is often desirable, is therefore at least difficult. It is therefore proposed to determine at least one working model linearized around a working point.
  • the choice of the working point is important. For this purpose, for example, several working points can be selected, which will be described below.
  • the damping controller is used later, the respective operating point that was previously used for the design should be known.
  • the system is in use
  • the damping control in a similar operating point as in the design of the damping control used can be assumed to be a well-adjusted damping controller.
  • the amount of electrical power feed-in can be an operating point, or at least partially define an operating point.
  • the network model and the wind system model are known in principle or are at least available for creating the network vibration model. It can be in the form of a non-linear differential equation system, for example, in which the differential equations describe the network and the wind farm with the park control unit.
  • the damping parameterization can be determined in such a way that first a system identification is carried out or at least a simplified system description is derived from the linearized or simplified working model. This can be done analytically, for example, by calculating or solving differential equations, or graphically using a pole-zero diagram or Bode diagram. Damping parameters or controller parameters that achieve a damping effect on the low-frequency vibrations are determined from this system identification or description of the simplified network model. For this purpose, for example, different controller parameters of the wind turbine are tested by simulation or by prototype test in order to recognize the change in the system behavior. In addition, different working points can be tested for the simplified working model.
  • control parameters ie parameters of the damping control, such as time constants and gain parameters, are varied and results are compared and evaluated in a simulation.
  • a plurality of linearized working models are determined by varying working points, and based on the several linearized working models of the varied working points, the damping control is designed such that it weakly damped modes for each of the several linearized working models closed loop avoids and / or weakly damped modes of the controlled system in the closed control loop.
  • the controller is designed so that damping control is created that achieves sufficiently damped behavior for all operating points and especially for the entire relevant frequency range.
  • the controller design thus leads to a robust controller that does not require any adjustment for these operating points and the associated frequency range during operation.
  • This robust controller design can be carried out analytically, for example, if a sufficient stability distance and / or a sufficiently damped eigenvalue selection is made for each linearized working model, e.g. by specifying an eigenvalue, i.e. the eigenvalues are selected, for example, with a sufficiently small imaginary component compared to their real component.
  • the linearized working models each form the controlled system. So the closed control loop with the linearized working models including the respective controller is checked, especially in a simulation.
  • the wind system control can be designed as a control which is robust with respect to variations in the controlled system, in particular with respect to variations in the varied operating points, namely by means of the simulation mentioned and / or the analytical design. Both can be combined if, for example, the controller is analytically designed as a robust controller, and the result is checked by simulations in a closed control loop and, if necessary, improved by adapting the damping controller.
  • At least one electrical voltage of the electrical supply network preferably forms an input variable and at least one electrical output current for feeding into the electrical supply network forms an output variable of the wind system controller.
  • an electrical voltage is recorded in particular at the network connection point of the electrical supply network, or at a point at which a representative one Voltage or other variable can be measured, such as at an output terminal of an inverter of the wind energy system.
  • the measurement is preferably carried out in three phases.
  • the output current that is fed into the electrical supply network by the wind energy system is provided as an output variable.
  • the output current which is in particular three-phase, can thus be regarded as the manipulated variable of the damping control.
  • the damping control and thus the wind power system can influence the electrical supply network and dampen it if necessary.
  • the output current is in particular initially provided as a setpoint for the damping control. It can then be output as the actual output current by means of the wind system controller, which can comprise one or more inverters, and fed into the electrical supply network.
  • the damping control is designed as a multivariable control, with at least one electrical voltage of the electrical supply network forming an input variable and, in addition, at least one further variable forming an input variable, from the list comprising an electrical intermediate circuit voltage of a direct voltage intermediate circuit of an electrical inverter, a reactive power output by the inverter,
  • At least one electrical output current for feeding into the electrical supply network forms an output variable of the wind system control and also forms at least one further variable an output variable of the wind control, comprising from the list
  • the electrical generator power, the speed of the electrical generator and at least one blade angle of the adjustable rotor blades are the electrical generator power, the speed of the electrical generator and at least one blade angle of the adjustable rotor blades.
  • a multivariable system is understood to mean a system that has several input variables and / or several output variables.
  • a system with several state variables, but only one input variable and only one output variable is not a multi-variable system, but a higher-order single-variable system.
  • Input variables are mostly measurement variables, or variables that have already been recorded elsewhere.
  • the output variables of the control are often setpoints or manipulated variables and are then included in the system that is to be controlled. It is now proposed here that there is at least one further input variable and / or at least one further output variable in addition to the input variable of the electrical voltage and the output variable of the output current.
  • a reaction of the inverter to vibrations in the electrical supply network can in particular be recognized, or at least flow into the damping control.
  • the reactive power output can be a reaction of the regulation of the inverter to voltage fluctuations.
  • the generator power provides information about the state of the generator of the wind turbine and this can have an impact on network vibrations. In particular, a resonance of the generator to an oscillation can be read from this. The same applies to the speed of the generator.
  • a blade angle can provide information about the system status of the wind power installation, especially its generator.
  • a change or activity of the blade angle or the blade angle adjustment can also be related to a vibration of the electrical supply network.
  • the DC link voltage of the DC link influences the feed in strength and quality.
  • a high DC voltage enables a better and faster feed-in and thus also a change in the feed-in, but a high DC voltage in the DC link, however, can put a high load on the inverter and can therefore be avoided on the other hand.
  • the DC voltage in the DC link varies.
  • a voltage in the electrical supply network can be influenced via the reactive power.
  • the generator in particular can possibly be influenced in terms of a swinging characteristic and damped if the controller is designed accordingly. The same applies to the speed of the generator.
  • a mechanical vibration can be influenced in particular by means of the blade angle, in particular a targeted adjustment and control of the adjustment speed of the blade angle. It is preferably proposed that the design of the damping control is or comprises a damping parameterization and that the damping parameterization is determined from an eigenvalue analysis and / or modal analysis of the simplified working model.
  • the eigenvalues are considered, namely in the present case those of the closed control loop.
  • An oscillation behavior namely an oscillation frequency or natural frequency
  • an attenuation and thus an attenuation behavior can also be derived from the position of the eigenvalues in the complex plane.
  • the system property can be represented by eigenvalues. Variations in the damping parameterization, and thus variations in the controlled system as a whole, lead to changes in the eigenvalues and often an eigenvalue can also be assigned to a parameter or parameter set, so that desired eigenvalues can, as far as possible, be influenced by appropriate parameter selection or even selected ,
  • Modal analysis is based on a similar idea.
  • the modal analysis In addition to the frequencies of system vibrations, i.e. vibrations that describe the system, the modal analysis also allows vibration modes to be taken into account. Here are under modes especially to understand their damping behavior in addition to the frequency of the respective vibration. The modal analysis thus records the frequencies along with damping properties.
  • the design is such that damping parameters are varied so that different working models with different eigenvalues result and that depending on the eigenvalues, a damping parameterization is selected and used for the damping control of the wind energy system.
  • damping parameters i.e. by varying the damping parameters
  • the eigenvalues also change and these can be represented, for example, in the complex s-plane and it can then be seen which parameter changes lead to which changes in the eigenvalues. Based on this, the parameterizations or the parameters can be selected.
  • the network vibration model additionally comprises a generator model that simulates the behavior of synchronous generators directly coupled to the network in the electrical supply network.
  • the interactions of the synchronous generators directly coupled to the network are taken into account in the model formation.
  • the modeling therefore not only includes a rigid network, but also takes into account interactions between synchronous generators.
  • Such synchronous generators directly coupled to the electrical supply network are usually present in large power plants and it was recognized that vibrations between synchronous generators directly coupled to the electrical supply network can often be a cause of low-frequency vibrations.
  • the damping control can be adapted well to vibrations that could be caused by such synchronous generators.
  • a plurality of damping parameter sets and / or several controller structures are selected and stored for the damping control, and that one or one of the several damping parameter sets or controller structures is selected for operation of the wind energy system and / or during operation of the wind energy system can be switched between them.
  • This selection or change is preferably carried out as a function of a selection criterion.
  • a selection criterion can be, for example, a signal from a network operator that informs the wind energy system of a structural change. It was recognized here that the properties of the electrical supply network in particular can change significantly. A robust controller can compensate for small changes without adjustment, or at least it is robust. In the case of major changes, this may no longer be sufficient. For example.
  • Both examples are usually known beforehand and can be taken into account in particular by means of a corresponding switchover signal when operating the wind energy system.
  • the fact that they are known also means that the underlying descriptions of the electrical supply network are known, for example by means of differential equations which take these special features or differences into account.
  • the damping control can therefore be designed specifically for these different circumstances. Accordingly, there are different damping regulations, at least different damping parameter sets, and depending on the change in the electrical supply network, different controller structures. In between, you can choose during operation of the wind energy system, preferably also during operation.
  • changes to the electrical supply network can also occur if the network is expanded or there are other changes in the network that lead to significantly changed network properties. Grds. but also result in changes in the wind energy system, which can be taken into account through different damping parameter sets or controller structures.
  • Full load operation on the one hand and partial load operation on the other hand can be mentioned as an example. Not only is less power available through the wind system in part-load operation than in full-load operation, but wind-dependent output fluctuations can also occur in part-load operation.
  • a switch is made between the different damping parameter sets depending on one of the following criteria, namely depending on an external signal from a network operator, depending on the time of day, depending on one Weekdays, depending on a calendar day, depending on a state of the electrical supply network, and / or depending on a state of the wind energy system.
  • the network operator in particular is aware of changes in its network, such as the announcement by a bulk consumer to disconnect from the network. Such or other events can be known in advance, including when they occur. Switching over to the time of day, the day of the week and / or a calendar day, i.e. a specific date, can be provided in such cases. An example is a bulk consumer, for example not working on weekends.
  • a change in the electrical supply network can also be identified, for example in terms of system technology, by evaluating, for example, reactions of the electrical supply network to changes in a feed size.
  • a change in the mains voltage due to a change in the active power and / or reactive power fed in can indicate properties and thus a state of the electrical supply network, e.g. how sensitive the electrical supply network is.
  • a state of the wind energy system, particularly how much power can currently be fed in, can also be used as a criterion to switch between sets of damping parameters.
  • the different damping parameter sets can, for example, be stored on a storage unit. According to one embodiment, it is proposed that
  • the network model has at least one first differential equation and
  • the wind system model has at least one second differential equation, wherein
  • the network vibration model is preferably described in a nonlinear state space representation
  • the simplified working model is the linearized network vibration model for a selected working point, the simplified working model preferably being described in a linear representation of the state space. Non-linearities of both the electrical supply network and the wind energy system are thus taken into account in the network vibration model, if present.
  • a nonlinear representation of the state space is generally chosen as the representation, as is represented in generalized form in the formula (1).
  • the state variable legs x to x n or their time derivatives x 1 to x n are contained in the state vector x or x.
  • Input variables ui to u m are combined in the input vector u.
  • x f (x, u) (1)
  • the simplified working model namely the network vibration model linearized for a selected working point, can be described in a linear representation of the state space and this is shown in general form by the formula (2).
  • the bold letters indicate vectors.
  • the system of equations refers to the change in the working point, indicated by "A".
  • An operating point for the linearization can be defined, for example, by an active power fed in by the wind energy system and / or by a reactive power fed in by the wind energy system.
  • the network model and additionally or alternatively the simplified network model be recorded or adapted continuously during operation in order to react to changes in the structure of the electrical supply network.
  • the network model and additionally or alternatively the simplified network model be recorded or adapted continuously during operation in order to react to changes in the structure of the electrical supply network.
  • a wind energy system is also proposed, namely a wind energy installation or a wind farm which comprises one or more wind energy installations.
  • a wind energy system is prepared for feeding electrical power from wind into an electrical supply network, and it is prepared for damping low-frequency vibrations, in particular subsynchronous resonances, in the electrical supply network.
  • the starting point is a supply network that has a network voltage with a nominal network frequency and that the low-frequency vibrations to be damped have a lower frequency than half the nominal network frequency.
  • the proposed wind energy system comprises a damping control for damping the low-frequency vibrations, a closed control loop in which the damping control is used, and a wind system control for feeding electrical power into the electrical supply network, the damping control for damping the low-frequency vibrations feeding electrical power into the electrical Controls supply network using wind system control.
  • the damping control is designed for a controlled system, and the controlled system comprises the electrical supply network or a part thereof, the wind energy system, or a part thereof, and the wind system controller, or a part thereof.
  • the damping control is designed in such a way that it avoids weakly damped modes in the closed control loop and / or dampens weakly damped modes of the controlled system in the closed control loop.
  • the wind energy system is prepared to carry out a method for controlling a wind energy system and for damping low-frequency vibrations according to an embodiment described above.
  • the wind energy system has a control device for this purpose, in particular a process computer, on which the damping control is implemented, in which the damping control is designed in whole or in part and / or in which damping parameter sets can be stored.
  • a storage unit is preferably provided in order to store a plurality of damping parameter sets and / or a plurality of controller structures, which have been selected for selection, for the damping control and to keep them ready for operation, so that one or one of the several damping parameter sets or controller structures are selected for the operation of the wind energy system can and can be switched between them in the operation of the wind energy system.
  • a selection control is provided for this, in order to control a selection from the damping parameter sets or controller structures depending on a selection criterion.
  • a change in the damping control can thus be implemented in a simple manner.
  • the present invention therefore aims to make the plant and wind farm controls more flexible when implementing network-critical projects, and in particular to take weakly damped network vibration modes into account when designing the controller.
  • the controller parameters of the wind turbines or the wind farm are matched to the network by means of a network study or designed so that critical low-frequency network vibrations either do not occur or are strongly damped. Active detection of low-frequency vibrations is therefore not necessary. However, this does not exclude that the controller parameterization can also be adapted and designed for detected low-frequency vibrations in order to specifically dampen known low-frequency vibrations in the supply network.
  • Figure 1 shows a wind turbine in a perspective view.
  • FIG. 2 shows schematically a wind farm.
  • FIG. 3 schematically shows a closed control loop which contains a network model and a wind system model, namely a park model.
  • FIG. 4 schematically shows a schematic sequence of the method according to the invention in one embodiment.
  • FIG. 1 shows a wind energy installation 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set into a rotary movement by the wind and thereby drives a generator in the nacelle 104.
  • the wind energy installation 100 can be part of a wind farm or itself form a wind energy system.
  • FIG. 2 shows a wind farm 112 with three wind turbines 100 by way of example, which can be the same or different.
  • the three wind energy plants 100 are therefore representative of basically any number of wind energy plants of a wind farm 112.
  • the wind energy plants 100 provide their power, namely in particular the electricity generated, via an electrical parking network 114.
  • the currents or powers of the individual wind turbines 100 generated in each case are added up and a transformer 116 is usually provided, which transforms up the voltage in the park in order to then feed into the supply network 120 at the feed-in point 118, which is also generally referred to as PCC.
  • FIG. 2 is only a simplified illustration of a wind farm 1 12, which shows no control, for example, although of course there is a control.
  • the parking network 114 can also be designed differently, for example, in that, for example, there is also a transformer at the output of each wind energy installation 100, to name just one other exemplary embodiment.
  • Wind farm 112 is an example of a wind energy system.
  • FIG. 3 schematically shows a closed control loop 300 according to one embodiment. The details of the wind energy system are in the foreground here.
  • the control circuit 300 comprises an electrical supply network 302, the wind energy system 304 and the wind system control 306.
  • a wind energy installation forms the wind energy system 304.
  • the measurement unit 308, also shown, can be assigned to the wind system control 306.
  • the wind system controller 306 can be integrated in a wind turbine control or can coincide with it.
  • the wind system controller 306 can also be understood as part of the wind energy system.
  • the wind turbine control takes into account all of the dynamics of the wind turbine that are controlled, and it will usually suffice to consider only a part of the wind turbine control for damping low-frequency vibrations, or only part of the wind turbine control when designing the damping control consider.
  • the inverter 310 which can also be referred to as a converter, forms the control-related actuator in the control circuit 300 and the electrical supply network 302 the system to be controlled.
  • the inverter 310 outputs the three-phase feed current bc as a manipulated variable and feeds it into the electrical supply network 302, which thus forms the input variable for the electrical supply network.
  • the electrical supply network then responds with a three-phase output voltage Uabc, which forms the actual variable for the system control, that is to say the damping regulator, and the dynamics of the measuring unit 308 are neglected in the wind system control by comparing three-phase output voltage Uabc with an ideal output voltage, that is to say with an ideal sinusoidal output voltage.
  • the three-phase output voltage Uabc is, for example, only considered as an effective value and then, depending on its level, that is to say the level of the voltage, the control system operates, for example, outputs a reactive power setpoint to the inverter 310.
  • the dynamics of the wind energy system 304 flow in.
  • the dynamics of the inverter 310 are already a dynamics of the wind energy system 304.
  • other elements of the wind energy system 304 also have an effect on the dynamics of the inverter 310.
  • generator 312 should be mentioned first. It supplies the inverter 310 with power and therefore the dynamics of the inverter 310 also depend on the dynamics of the generator 312.
  • the inverter 310 controls the generator 312 at least partially.
  • the inverter 310 and the generator 312 interact at least in such a way that the generator 312 supplies electrical power P e to the inverter 310, whereas the inverter at least influences or even controls the mechanical power Pm of the generator 312.
  • the wind system controller 306 directly takes into account the dynamics of the generator 312, for example by controlling its excitation when the generator 312 is an externally excited synchronous generator.
  • the dynamics of generator 312 can also be taken into account directly in that wind system controller 306 controls a stator current of generator 312 via converter 310.
  • a drive train 314 shown can also influence the dynamics of the wind energy system and thus the damping control. It passes on the rotor speed of the aerodynamic rotor, which is illustrated here as aerodynamic block 316, as generator speed to the generator 312 and passes on the generator torque T g to the rotor or the aerodynamic block 316 as drive torque Ta.
  • vibrations can occur in the drive train 314, for example, which, however, are rather small in a gearless generator.
  • An effective wind speed Ve ff which is calculated from the actual wind speed V w and a structural speed Vstmkt which is dependent on the structural dynamics of the rotor and which, depending on the sign, adds to the actual wind speed V w acts on the rotor, that is to say the aerodynamic block 316 is subtracted from it.
  • the structural dynamics block 318 is shown, which outputs such an equivalent structural speed Vstmkt from the structural dynamics, particularly of the rotor.
  • the wind field block 320 is specified, which outputs the actual wind speed V w .
  • the wind turbine control and thus the wind system control 306 can influence the aerodynamic block 316, via the pitch block 322, namely by adjusting the rotor blades, which is also referred to as pitching.
  • FIG. 4 schematically shows a method sequence 400 of the method according to the invention in accordance with an embodiment with several method steps.
  • a network vibration model is created in a step S1. This includes the network model 404 and the wind system model 406.
  • the network vibration model can be present, for example, in a state space representation, which has several differential equations as line entries having. This is represented by the formula (1) in FIG. 4, which has already been described above.
  • a simplified working model is determined from the network vibration model that was determined in step S1.
  • the simplified working model can be presented, for example, in a linear state space representation. This is represented by the formula (2) in FIG. 4, which has also already been described above.
  • a damping parameterization is determined from the simplified working model of step S2.
  • the damping parameterization determined in this way is then implemented in the controller parameterization of an adjustable controller 415 (ACU) (“adjustable control unit”) in step S4.
  • ACU adjustable controller 415
  • step S5 the wind farm, which forms the wind energy system here, is then controlled with the damping parameterization implemented in order to reduce or avoid low-frequency vibrations in the supply network by changing the system behavior of the controlled wind farm.
  • the control of the wind farm or the wind energy installation is carried out by the adjustable controller 415 (ACU).
  • a generator model 414 is provided in FIG. 4, which in a further embodiment goes into the network model 404. This is shown by the dashed arrow connecting block 414 to block 404.
  • FIG. 4 also shows as a further embodiment that the damping parameterizations successively determined in step S3 are stored as damping parameter sets in a memory unit 416 (MEM). Several damping parameterizations are thus determined in step S3 and then stored or stored in the memory unit 416. A switch is made between these stored damping parameter sets depending on predefined criteria (CRIT) 418. If, for example, an external signal from a network operator has been received, according to which the electrical supply network has changed, it is possible to switch over to a damping parameter set prepared and stored for this purpose.
  • CRIT predefined criteria
  • a damping parameter set is selected accordingly and entered into the adjustable controller 415 (ACU) or parameterized with the new damping parameter set.
  • ACU adjustable controller 415
  • the controller parameterization can also be changed during operation, depending on specified criteria.
  • two diagrams A and B are shown in FIG. 4 in step S3, which are intended to illustrate the method step of determining a damping parameterization from the simplified working model.
  • Diagram A shows an eigenvalue distribution in the complex s-plane, which has a real axis (Re) and an imaginary axis (Im).
  • the complex s-plane in diagram A has a left and a right half-plane, the left half-plane describing the stable region in which the real part is less than zero.
  • the right, unstable half-plane is the area in which the real part is greater than zero.
  • Several eigenvalues 420 and 422 are shown in the complex s-plane, the distribution of which was recorded for different controller parameterizations.
  • diagram responses for three different controller parameters in curves A1, B1, C1 are shown in diagram B, whereby these parameterizations are each assigned to the eigenvalues A1, A1 * , B1, B1 * or C1, C1 * from diagram A.
  • Curve A1 shows a slower control behavior compared to curves B1 and C1.
  • the three controller speeds of different speeds can also be read from some eigenvalues, which are shown in diagram A. It can be seen that a change in the controller parameterization (A1, B1, C1, diagram B) of the wind energy installation has a different influence on the eigenvalues 420, 422 in diagram A.
  • the eigenvalues 420 change little or not at all due to the change in the controller parameterization.
  • the eigenvalue pair 422 moves depending on the selected controller parameterization A1, B1, C1. This is indicated by the arrow in diagram A, which illustrates that the eigenvalue pair 422 moves to the right or left depending on the controller parameterization.
  • the eigenvalue pair 422 thus changes as a function of the controller parameterization of the wind energy installation or the wind farm and can be represented as a characteristic curve.
  • the slow controller behavior for example for controller parameterization A1 from diagram B, therefore leads to the eigenvalue pair 422 which can be influenced by the parameterization being shifted further to the left into the left half-plane of the complex plane.
  • a faster control behavior e.g. B. the controller parameterization C1 from diagram B, conversely leads to a shift of the eigenvalue pair 422 to the right in the direction of positive real values.
  • the eigenvalues can be assigned to low-frequency vibrations or vibration modes. The closer an eigenvalue is to the right half-plane, the faster the system property that it describes. In this way, those eigenvalues can be selected that describe or come close to a desired behavior.
  • FIG. 4 essentially shows with the process sequence 400 a method with which a damping controller is designed in each case, which is therefore based on a network model.
  • step S3 parameters are varied in order to design a damping controller as a result.
  • the method has to be run through with a new network model, which is based on a changed network.
  • the network operator can provide different network descriptions for different expected network situations. To this end, he can already provide a network model, or a network model in the desired form is created from another description of the network received from the network operator. For example. comes into consideration that the network operator provides system descriptions of the electrical supply network for different network situations, but the system descriptions first have to be adapted to the network connection point of the wind energy system under consideration.
  • the process sequence 400 is then run through again with a new network model, and variations in the controller parameters can also be carried out again in step S3 in order to obtain the desired damping controller for this new network model.
  • Figure 4 illustrates an important part of this process.
  • the analytical models of the wind turbines or wind farms are combined with network equations.
  • the weakly damped modes are examined.
  • the modes are placed by the suitable design of the wind turbine or wind farm parameters that can be influenced, that is to say they are specified or selected within the possible framework.
  • the resulting turbine code ie a parameter set, is implemented in the wind turbine.
  • electrical energy systems as electrical supply networks can also be called, are oscillatory systems which have natural modes below and above the system frequency, that is to say essentially below and above 50 Hz or 60 Hz. If these modes or vibrations are excited, such vibrations can impair the system stability if they are not sufficiently damped.
  • Wind turbines also known as wind turbines, can help stabilize energy systems. It should also be noted that the lifespan of a wind turbine is many years, approx. 25 years, and that the energy system can change and develop significantly during this time.
  • weakly damped network vibration modes are ideally identified before a wind farm connection, be it through direct information from the relevant network operator or based on simulation studies, these may still be taken into account when designing wind turbine and wind farm controllers.
  • This invention aims to make the plant and wind farm controls more flexible when implementing network-critical projects, so that weakly damped network vibration modes are still taken into account when designing the controller. Furthermore, these controller parameters of the system are coordinated or designed project-specifically by network studies, so that critical network vibrations either cannot occur or are strongly damped.
  • This invention was also based on the idea of not generating an active generation of damping signals by the turbines, but rather a suitable design of wind turbine and wind farm controllers for damping low-frequency vibrations, which are also referred to as power system oscillations, propose.
  • the proposal particularly aims at the fact that no immediate detection of oscillations is necessary.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Steuern eines Windenergiesystems (304), nämlich einer Windenergieanlage (100) oder eines mehrere Windenergieanlagen umfassenden Windparks, zum Einspeisen elektrischer Leistung aus Wind in ein elektrisches Versorgungsnetz (302), und zum Bedämpfen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in dem elektrischen Versorgungsnetz (302), wobei das elektrische Versorgungsnetz (302) eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist, wobei zum Bedämpfen der niederfrequenten Schwingungen eine Dämpfungsregelung mit einem geschlossenen Regelkreis (300) eingesetzt wird, und die Dämpfungsregelung zum Bedämpfen der niederfrequenten Schwingungen ein Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (302) unter Verwendung einer Windsystemsteuerung (306) steuert, die Dämpfungsregelung auf eine Regelstrecke ausgelegt ist, und die Regelstrecke umfasst das elektrische Versorgungsnetz (302) oder einen Teil davon, das Windenergiesystem (304), oder einen Teil davon, und die Windsystemsteuerung (306), oder einen Teil davon, wobei die Dämpfungsregelung so ausgelegt wird, dass sie schwach gedämpfte Moden im geschlossenen Regelkreis (300) vermeidet und/oder schwach gedämpfte Moden der Regelstrecke im geschlossenen Regelkreis (300) bedämpft.

Description

Verfahren zum Steuern eines Windparks
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Steuern eines Windenergiesystems, nämlich einer Windenergieanlage oder eines mehrere Windenergieanlagen umfassenden Windparks, zum Einspeisen elektrischer Leistung aus Wind in ein elektrisches Versorgungsnetz, und zum Bedampfen niederfrequenter Schwingungen in dem elektrischen Ver- sorgungsnetz. Die vorliegende Erfindung betrifft auch ein Windenergiesystem, nämlich eine Windenergieanlage oder einen mehrere Windenergieanlagen umfassenden Windpark zum Durchführen einer solchen Bedämpfung.
Ein elektrisches Versorgungsnetz weist im Allgemeinen eine Netznennfrequenz von 50Hz oder 60Hz auf. Diese Netznennfrequenz kann auch als Systemfrequenz bezeichnet wer- den. Das elektrische Versorgungsnetz kann vereinfachend und synonym auch als Versorgungsnetz oder Netz bezeichnet werden.
In dem Versorgungsnetz können niederfrequente Schwingungen auftreten, die Frequenzen unterhalb der Netznennfrequenz aufweisen. Diese Schwingungen werden häufig als subsynchrone Resonanzen (SSR) bzw. subsynchrone Frequenzen bezeichnet. Dazu hat das Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) im Jahr 1990 eine formale Definition für subsynchrone Resonanz veröffentlicht, nämlich:
„Subsynchrone Resonanz ist ein elektrischer Systemzustand, in dem ein Energie austausch zwischen einem elektrischen Netz und einem Generatorsatz bei einer o- der mehreren Eigenfrequenzen des kombinierten Systems stattfindet, die unterhalb der synchronen Frequenz des Systems liegen“, P.M. Anderson, B.L. Agrawal, J.E.
Van Ness:„Subsynchronous Resonance in Power Systems“ , IEEE Press 1990
Ein Problem, das in einem Versorgungsnetz auftreten kann, ist, dass die niederfrequenten Schwingungen mechanische Schwingungen von direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongeneratoren anregen bzw. verstärken können. Dadurch kann es zu Schäden an den Generatoren kommen. Werden diese zum Schutz vom elektrischen Versorgungsnetz getrennt, kann das zu einer Schwächung des elektrischen Versorgungsnetzes kommen. Es können auch niederfrequente Pendelschwingungen im Bereich von wenigen Herz im Versorgungsnetz zwischen Netzabschnitten auftreten, also zum Beispiel eine niederfrequente Schwingung zwischen einem ersten Netzabschnitt in Deutschland und einem zweiten Netzabschnitt in Frankreich. Solche Pendelschwingungen können im Versorgungsnetz auch zu partiellen Netzabschaltungen führen. Im ungünstigsten Fall kann dies zu einem Blackout führen.
Dadurch, dass in vielen Ländern der Anteil an Großkraftwerken zurückgeht, während dezentrale, umrichterbasierte Erzeuger wie Windenergieanlagen oder Windparks, für die hier die Bezeichnung Windenergiesystem als Oberbegriff verwendet wird, oder Photovoltaikan- lagen ersetzt werden, gewinnen solche dezentralen umrichterbasierten Erzeuger auch zum Stützen des elektrischen Versorgungnetzes an Bedeutung.
Dabei kann sich auch die Struktur bzw. der Aufbau des elektrischen Versorgungsnetzes ändern. Auch durch Zu- und Abschaltvorgänge, Wartungsarbeiten an Zuleitungen oder durch den Wettereinfluss, unterliegt das elektrische Versorgungsnetz ständigen Verände- rungen. Dazu gehört auch, dass sich Netzkapazitäten und Netzinduktivitäten bzw. Netzimpedanzen insgesamt stetig ändern können. Dies führt dazu, dass sich auch die niederfrequenten Schwingungen, kontinuierlich ändern können, was deren Detektion und Bedämpfung schwierig gestaltet.
Da Windparks und Windenergieanlagen, bzw. Windenergiesysteme, einen Teil des elektri- sehen Versorgungsnetzes ausbilden und maßgeblich die Netzeigenschaften mitbestimmen, können diese somit zur Stabilisierung der Energiesysteme bzw. des Versorgungsnetzes beitragen und als Mittel zur Bedämpfung von ungewünschten subsynchronen Resonanzen eingesetzt werden. Aber auch solche Windparks müssen sich an die geänderten Netzeigenschaften in Bezug auf die niederfrequenten Schwingungen anpassen können. Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2015 219 407 A1 , WO 201 1/033044 A2, CN 106300386 A.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es somit, zumindest eines der oben genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, die zu- mindest eine dämpfende Wirkung einer Windenergieanlage oder eines Windparks auf niederfrequente Schwingungen im elektrischen Versorgungsnetz ermöglicht. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden. Erfindungsgemäß wird dazu ein Verfahren gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen. Es dient zum Steuern eines Windenergiesystems, also eines Windparks oder einer Windenergieanlage, zum Bedämpfen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz, in das dieses Windenergiesystem einspeist. Das Versorgungsnetz weist dabei eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz auf, und die zu bedämpfenden niederfrequenten Schwingungen weisen vorzugsweise eine geringere Frequenz als die halbe Netznennfrequenz auf. Insoweit bezeichnen subsynchroner Resonanzen auch Schwingungen, die eine geringere Frequenz als die Systemfrequenz, hier die Netznennfrequenz, aufweisen. Die niederfrequenten Schwingungen sind demnach vorzugsweise kleiner als 25 Hz bzw. 30 Hz. Beispiele für charakteristische Frequenzbereiche für niederfrequente Schwingungen, die auch als„Power System Oscillations“ (PSO) bekannt sind, sind etwa 0,2-3Hz oder 5-15Hz, wobei die Frequenzbereiche darauf nicht beschränkt sind. Diese Schwingungen bzw. Pendelungen mit niedriger Frequenz in einem Versorgungsnetz können dabei in un- terschiedliche Schwingungsarten oder Schwingungskategorien unterschieden werden, nämlich in Intraplant-Schwingungen, Control-Mode-Schwingungen, Interarea-Schwingun- gen und Localplant-Schwingungen.
Intraplant-Schwingungen bezeichnen dabei Schwingungen zwischen mehreren an das elektrische Versorgungsnetz angeschlossenen Erzeugungseinheiten in einem Versor- gungsnetzabschnitt. Control-Mode-Schwingungen bezeichnen Schwingungen bedingt durch rückkoppelndes Regeln von an das elektrische Versorgungsnetz angeschlossenen Erzeugungseinheiten, Verbrauchereinheiten oder Wandlereinheiten. Interarea-Schwin- gungen bezeichnen Schwingungen zwischen mehreren Versorgungsnetzabschnitten. Localplant-Schwingungen bezeichnen Schwingungen zwischen einer an das elektrische Ver- sorgungsnetz angeschlossenen Erzeugungseinheit mit dem Versorgungsnetz.
Besonders können die niederfrequenten Schwingungen Werte von 1 Hz und weniger aufweisen. Sie können aber auch bis zum fünffachen Wert der Netznennfrequenz reichen. Als niederfrequente Schwingungen werden hier Schwingungen mit einer Frequenz von maximal dem fünffachen Wert der Netznennfrequenz bezeichnet, vorzugsweise mit einer Fre- quenz die maximal der Netznennfrequenz entspricht. Besonders weist die niederfrequente Schwingung keine Frequenz auf, die einem Vielfachen der Netznennfrequenz entspricht. Es ist zu beachten, dass die Untersuchung und Berücksichtigung niederfrequenter Schwingungen besonders der Untersuchung oder dem Sicherstellen einer Systemstabilität des elektrischen Versorgungsnetzes dient. Das grenzt sich von einer Beurteilung der Netzqualität bzw. Signalqualität des Spannungssignals im elektrischen Versorgungsnetz ab, bei der es besonders auf Oberwellen ankommt.
Zum Bedämpfen der niederfrequenten Schwingungen wird hier eine Dämpfungsregelung mit einem geschlossenen Regelkreis eingesetzt. Diese Dämpfungsregelung ist zum Bedämpfen der niederfrequenten Schwingungen vorbereitet und sie arbeitet so, dass sie ein Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz unter Verwendung einer Windsystemsteuerung steuert.
Die Windsystemsteuerung kann als die Steuerung des Windenergiesystems angesehen werden und das beinhaltet die Steuerung einer Einspeiseeinheit, besonders eines Wechselrichters. Die durchgeführte Regelung bzw. Steuerung hat als Einflussmöglichkeit zum Bedämpfen etwaiger Schwingungen das Einspeisen elektrischer Leistung. Darüber, also durch Verändern der Einspeisung, kann die Dämpfungsregelung das elektrische Versorgungsnetz beeinflussen und damit auch die Bedämpfung erreichen. Es wird nun vorgeschlagen, dass die Dämpfungsregelung auf eine besondere Regelstrecke ausgelegt ist. Die Regelstrecke umfasst nämlich das elektrische Versorgungsnetz, das Windenergiesystem, und die Windsystemsteuerung. Es kommt zwar auch in Betracht, dass jeweils nur ein Teil davon umfasst ist, aber es werden jedenfalls alle drei Elemente betrachtet. Dem liegt besonders die Überlegung zu Grunde, dass diese drei Elemente nie- derfrequente Schwingungen im elektrischen Versorgungsnetz jeweils signifikant beeinflussen oder sogar auslösen können.
Viele bekannte Ansätze zielen darauf ab, niederfrequente Schwingungen zu erfassen und dann - anschaulich gesagt - ein Gegensignal aufzuschalten, jedenfalls auf die erfasste Schwingung zu reagieren. Der hier vorgeschlagene Ansatz versucht das zu vermeiden und legt stattdessen eine an das System angepasste Regelung zu Grunde. Diese, also die Dämpfungsregelung, ist dafür so ausgelegt, dass sie schwach gedämpfte Moden im geschlossenen Regelkreis vermeidet und/oder schwach gedämpfte Moden der Regelstrecke im geschlossenen Regelkreis bedämpft. Das Konzept geht somit davon aus, dass das System als Systemeigenschaft Frequenzen aufweist, bei denen schwach gedämpfte Schwingungen auftreten können, wenn eine entsprechende Anregung auftritt. Tritt eine solche Anregung auf, kann es dann zu entsprechend schwach gedämpften Moden, also Schwingungen bzw. Schwingungsformen, kom- men. Bei anderen Frequenzen neigt das System nicht oder viel weniger zu Schwingungen, selbst wenn es eine Anregung gäbe. Dieses System, das solche Schwingungen in manchen Frequenzbereichen zulässt, ist hier als das elektrische Versorgungsnetz mit dem Windenergiesystem und der Windsystemsteuerung erkannt worden. Deshalb werden diese drei Elemente als Regelstrecke verwendet. Die Windsystemsteuerung kann optional als Teil des Windenergiesystems angesehen werden, wobei die Windsystemsteuerung und das Windenergiesystem aber ausdrücklich als Elemente der Regelstrecke aufgeführt sind. Es müssen somit neben dem elektrischen Versorgungsnetz, oder einem Teil davon, wenigstens die Windsystemsteuerung und ein weiterer Teil des Windenergiesystems Elemente der Regelstrecke sein. Auf dieses System ist dann die Dämpfungsregelung angepasst kann damit schwach gedämpfte Moden im geschlossenen Regelkreis vermeiden und/oder schwach gedämpfte Moden der Regelstrecke im geschlossenen Regelkreis bedämpfen.
Es wird dabei bevorzugt vorgeschlagen, nämlich gemäß der ersten Variante, dass gar keine Moden im ungeregelten Fall, also im offenen Regelkreis, untersucht werden, sondern direkt der Dämpfungsregler im geschlossenen Regelkreis ausgelegt wird, nämlich so, dass schwach gedämpfte Moden im geschlossenen Regelkreis vermieden werden. Das kann z.B. bedeuten, dass durch die Dämpfungsregelung eine dämpfende Eigenschaft in einem Frequenzbereich erreicht wird, in dem bisher keine oder nur eine schwache Dämpfung vorhanden war. Alternativ oder ergänzend nämlich gemäß der zweiten Variante geht es um Moden, die ohne diese Dämpfungsregelung, also bspw. im offenen Regelkreis auftreten würden, die dann im geschlossenen Regelkreis nicht mehr oder nur mit stärkerer Dämpfung auftreten.
Es wird somit ein Dämpfungsregler vorgeschlagen, der für den gesamten Frequenzbereich der niederfrequenten Schwingungen geeignet ist, also besonders für Frequenzen im Be- reich unterhalb der Netznennfrequenz.
Es liegt hier auch der Gedanke zu Grunde, dass nicht von einem starren Netz ausgegangen wird, sondern vielmehr angenommen wird, dass Veränderungen im Netz auftreten können, die der Regler berücksichtigen kann. Daher ist der Dämpfungsregler auf die gesamte Regelstrecke abgestimmt und nicht auf eine spezielle Frequenz.
Die vorgeschlagene Reglerauslegung kann eine Parametrierung oder auch Vorgabe oder Veränderung einer Regelungsstruktur sein. Bspw. kann ein Zustandsregler unterschiedli- eher Ordnung gewählt werden. Selbst die Wahl einer Regelungsart kommt in Betracht, wie bspw. eine Wahl zwischen einem PID-Regler und einem Zustandsregler.
Somit wird statt einer aktiven bzw. unmittelbaren Erzeugung von Dämpfungssignalen durch die Windenergieanlagen bzw. den Windpark, eine geeignete Auslegung von Windturbinen- und/oder Windparkreglern zur Bedämpfung niederfrequenter Schwingungen vorgeschla- gen, indem die Eigenschaften des Windenergiesystems angepasst werden. Es wird dabei das Windenergiesystem selbst als Teil eines schwingungsfähigen Systems berücksichtigt.
Gemäß einer Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass zur Auslegung der Dämpfungsregelung ein Netzschwingungsmodell erstellt wird und das Netzschwingungsmodell umfasst ein Netzmodell und ein Windsystemmodell. Das Netzmodell bildet das elektrische Versorgungsnetz bzw. den in der Regelstrecke umfassten Teil davon ab. Das kann dabei einen Aufbau bzw. eine Struktur des elektrischen Versorgungsnetzes und daran angeschlossene Verbraucher und Erzeuger berücksichtigen. Die Struktur berücksichtigt dabei besonders das Leitungssystem einschließlich der Impedanzen von Leitungsabschnitten und etwaiger Transformatoren. Als Verbraucher kön- nen besonders Industrieanlagen und Siedlungen oder Städte jeweils als vereinfachtes Gesamtverhalten betrachtet werden, bspw. jeweils als Impedanz. Erzeuger können vereinfacht als Stromquelle oder ggf. genauer bspw. als elektrische Maschine betrachtet werden, besonders für Erzeuger die als konventionelles Kraftwerk aufgebaut sind. Informationen dazu, also Informationen zum Erstellen eines solchen Netzmodells, können durch einen Netzbetreiber, der das elektrische Versorgungsnetz betreibt, bereitgestellt werden. Der Netzbetreiber kann somit ein solches Modell bereitstellen.
Das Windsystemmodell bildet ein Verhalten des Windenergiesystems ab. Für den Betreiber des Windenergiesystems, das hier auch die Dämpfungsregelung ausführt, sind technische Details des Windsystems bekannt und ermittelbar. Das Windsystemmodell umfasst auch das Verhalten der Windsystemsteuerung. Das Verhalten der Windsystemsteuerung ist dabei ebenfalls bekannt bzw. ergibt sich beim Auslegen der Dämpfungsreglung und wird dann dadurch bekannt. Dazu wird vorgeschlagen, die beiden Modelle des Versorgungsnetzes sowie des Windparks bzw. der Windenergieanlage in einem Gesamtmodell zu kombinieren, nämlich zum Netzschwingungsmodell. Das Netzschwingungsmodell ist also eine Modellbildung des schwingungsfähigen Energiesystems, nämlich des gesamten Versorgungsnetzes, oder ei- nes Teils davon, inklusive des Windparks bzw. der Windenergieanlagen. Es wird demnach nicht nur das Versorgungsnetz modelliert, sondern auch das Verhalten eines Windparks mit einer Parksteuerung bzw. einer Windenergieanlage mit ihrer Anlagensteuerung berücksichtigt. Dabei wird vorzugsweisezusätzlich oder statt der Windsystemsteuerung eine übergeordnete Parksteuerung vorgeschlagen, die mehrere Windparks ansteuern kann. In dem Fall umfasst das Windenergiesystem auch mehrere Windparks. So kann der Einfluss der Windenergieanlage bzw. des Windparks oder sogar der mehreren Windparks auf das Versorgungsnetz mitbestimmt werden. Zur Erstellung des Netzschwingungsmodells ist dabei eine Berechnungseinheit vorgesehen, die bspw. in einer Windenergieanlage angeordnet sein kann. Dazu wird dann vorgeschlagen, dass wenigstens ein vereinfachtes, insbesondere um einen Arbeitspunkt linearisiertes, Arbeitsmodell aus dem Netzschwingungsmodell bestimmt wird, und die Dämpfungsregelung basierend auf dem wenigstens einen vereinfachten bzw. linearisierten Arbeitsmodell ausgelegt wird. Es wird somit von wenigstens einem vereinfachten bzw. linearisierten Arbeitsmodell ausgegangen. Dem liegt auch die Überlegung zu Grunde, dass das Netzschwingungsmodell nichtlinear ist. Grundsätzlich können das Netzmodell, das Windsystemmodell als auch die Windsystemsteuerung nichtlinear sein. Es kommt aber auch in Betracht, dass eine Vereinfachung vorgenommen wird, die bspw. die Ordnung des Netzschwingungsmodells reduziert. Ggf. kann sich dabei ein lineares System ergeben, wenn das so vereinfachte Arbeitsmodell keine Nichtlinearitäten mehr enthält. Das Vorliegen eines nichtlinearen Systems bedeutet, dass die Systemeigenschaften, besonders zu erwartende Schwingungen bzw. Moden, nicht nur von Frequenzen, sondern auch von Amplituden abhängen können. Eine Analyse bzw. Reglersynthese im Frequenzbereich, die häufig wünschenswert ist, ist daher zumindest erschwert. Es wird daher vorgeschlagen, wenigstens ein um einen Arbeitspunkt linearisiertes Arbeitsmodell zu bestim- men. Dabei ist die Wahl des Arbeitspunktes wichtig. Hierzu können bspw. mehrere Arbeitspunkte gewählt werden, was unten noch beschrieben wird. Besonders sollte zumindest bei der späteren Verwendung des Dämpfungsreglers der jeweilige Arbeitspunkt bekannt sein, der zuvor zur Auslegung verwendet wurde. Befindet sich das System bei der Verwendung der Dämpfungsregelung in einem ähnlichen Arbeitspunkt wie bei der Auslegung der verwendeten Dämpfungsregelung, ist von einem gut angepassten Dämpfungsregler auszugehen.
Bspw. kann die Höhe des Einspeisens elektrischer Leistung ein Arbeitspunkt sein, oder einen Arbeitspunkt zumindest zu einem Teil definieren.
Es wird demnach davon ausgegangen, dass das Netzmodell und das Windsystemmodell grundsätzlich bekannt sind oder zumindest für eine Erstellung des Netzschwingungsmodells zur Verfügung stehen. Es kann beispielsweise in Form eines nicht-linearen Differentialgleichungssystems vorliegen, in dem die Differentialgleichungen das Netz und den Windpark mit der Parksteuereinheit beschreiben.
Bspw. kann das Bestimmen der Dämpfungsparametrierung so erfolgen, dass zunächst eine Systemidentifikation durchgeführt wird oder zumindest eine vereinfachte Systembeschreibung aus dem linearisierten bzw. vereinfachten Arbeitsmodell abgeleitet wird. Das kann beispielsweise analytisch durch ein Berechnen bzw. Lösen von Differentialgleichun- gen oder grafisch durch ein Pol-Nullstellen-Diagramm oder Bode-Diagramms erfolgen. Aus dieser Systemidentifikation bzw. Beschreibung des vereinfachten Netzmodells werden Dämpfungsparameter bzw. solche Reglerparameter bestimmt, die eine dämpfende Wirkung auf die niederfrequenten Schwingungen erreichen. Dafür werden beispielsweise unterschiedliche Reglerparameter der Windenergieanlage durch eine Simulation oder durch Prototypentest getestet, um die Veränderung auf das Systemverhalten zu erkennen. Zudem können unterschiedliche Arbeitspunkte für das vereinfachte Arbeitsmodell getestet werden. Anschließend erfolgt eine Reglerauslegung so, dass besonders die ungedämpften niederfrequenten Schwingungen gedämpft werden, die aus der Systemidentifikation aus dem vereinfachten Arbeitsmodell hervorgehen. Gemäß einer Ausführungsform werden Reglungsparameter, also Parameter der Dämpfungsregelung wie Zeitkonstanten und Verstärkungsparameter, variiert und Ergebnisse in einer Simulation gegenübergestellt und ausgewertet.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zur Auslegung des Dämpfungsreglers durch Variation von Arbeitspunkten mehrere linearisierte Arbeitsmodelle bestimmt werden, und basierend auf den mehreren linearisierten Arbeitsmodellen der variierten Arbeitspunkte die Dämpfungsregelung so ausgelegt wird, dass sie für jedes der mehreren linearisierten Arbeitsmodelle, schwach gedämpfte Moden im geschlossenen Regelkreis vermeidet und/oder schwach gedämpfte Moden der Regelstrecke im geschlossenen Regelkreis bedampft.
Somit werden unterschiedliche Arbeitspunkte berücksichtigt, vorzugsweise so, dass der gesamte zu erwartende Arbeitsbereich berücksichtigt werden kann. Die Reglerauslegung erfolgt dabei so, dass eine Dämpfungsregelung geschaffen wird, die für alle Arbeitspunkte und besonders für den gesamten relevanten Frequenzbereich ein ausreichend gedämpftes Verhalten erreicht. Die Reglerauslegung führt damit zu einem robusten Regler, der für diese Arbeitspunkte und den zugehörigen Frequenzbereich im laufenden Betrieb keine Anpassung benötigt. Diese robuste Reglerauslegung kann bspw. analytisch erfolgen, wenn für jedes linearisierte Arbeitsmodell bspw. über eine Eigenwertvorgabe ein ausreichender Stabilitätsabstand und/oder eine ausreichend stark gedämpfte Eigenwertwahl getroffen wird, also die Eigenwerte bspw. mit ausreichend kleinem Imaginäranteil im Vergleich zu ihrem Realanteil gewählt werden.
Es kommt aber auch in Betracht, mit Simulationen Regler für die verschiedenen Arbeits- modelle zu simulieren, um den robusten Regler zu testen und ggf. anzupassen, bis er für alle Arbeitsmodelle eine ausreichende Dämpfung erreicht.
Besonders kann hier so vorgegangen werden, dass die linearisierten Arbeitsmodelle jeweils die Regelstrecke bilden. Es wird also der geschlossene Regelkreis mit den linearisierten Arbeitsmodellen einschließlich des jeweiligen Reglers geprüft, besonders in einer Simulation.
Außerdem oder alternativ kann die Windsystemregelung als gegenüber Variationen der Regelstrecke, insbesondere gegenüber Variationen der variierten Arbeitspunkte, robuste Regelung ausgelegt werden, nämlich durch die genannte Simulation und/oder die analytische Auslegung. Beides kann kombiniert werden, wenn bspw. der Regler analytisch als robuster Regler ausgelegt wird, und das Ergebnis durch Simulationen im geschlossenen Regelkreis überprüft und ggf. durch Anpassung des Dämpfungsreglers verbessert wird.
Vorzugsweise bildet wenigstens eine elektrische Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes eine Eingangsgröße und wenigstens ein elektrischer Ausgangsstrom zum Einspeisen in das elektrische Versorgungsnetz eine Ausgangsgröße der Windsystemsteuerung. Es wird dafür besonders eine elektrische Spannung am Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes erfasst, oder an einem Punkt, an dem eine dazu repräsentative Spannung oder andere Größe gemessen werden kann, wie bspw. an einer Ausgangsklemme eines Wechselrichters des Windenergiesystems. Die Messung erfolgt vorzugsweise dreiphasig.
Der Ausgangsstrom, der von dem Windenergiesystem in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird, ist als Ausgangsgröße vorgesehen. Der Ausgangsstrom, der insbesondere dreiphasig ist, kann somit als Stellgröße der Dämpfungsregelung angesehen werden. Über ihn kann die Dämpfungsregelung und damit das Windenergiesystem Einfluss auf das elektrische Versorgungsnetz nehmen und es ggf. bedämpfen. Der Ausgangsstrom ist insbesondere zunächst als Sollgröße der Dämpfungsregelung vorgesehen. Er kann dann mit- tels der Windsystemsteuerung, die einen oder mehrere Wechselrichter umfassen kann, als tatsächlicher Ausgangsstrom ausgegeben und in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist werden.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass
die Dämpfungsregelung als Mehrgrößenregelung, ausgebildet ist wobei wenigstens eine elektrische Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes eine Eingangsgröße bildet und außerdem wenigstens eine weitere Größe eine Eingangsgröße bildet, aus der Liste aufweisend eine elektrische Zwischenkreisspannung eines Gleichspannungszwi- schenkreises eines elektrischen Wechselrichters, eine von dem Wechselrichter abgegebene Blindleistung,
eine elektrische Generatorleistung eines Generators der Windenergieanlage bzw. wenigstens einer der mehreren Windenergieanlagen, eine Drehzahl des elektrischen Generators und
wenigstens ein Blattwinkel verstellbarer Rotorblätter der Windenergieanlage bzw. wenigstens einer der mehreren Windenergieanlagen.
Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass
wenigstens ein elektrischer Ausgangsstrom zum Einspeisen in das elektrische Versorgungsnetz eine Ausgangsgröße der Windsystemsteuerung bildet und außerdem wenigstens eine weitere Größe eine Ausgangsgröße der Windsteuerung bildet, aus der Liste aufweisend
die elektrische Zwischenkreisspannung des Gleichspannungszwi- schenkreises,
die von dem Wechselrichter abgegebene Blindleistung,
die elektrische Generatorleistung, die Drehzahl des elektrischen Generators und wenigstens ein Blattwinkel der verstellbaren Rotorblätter.
Unter einem Mehrgrößensystem wird in der Regelungstechnik ein System verstanden, das mehrere Eingangsgrößen und/oder mehrere Ausgangsgrößen aufweist. Ein System mit mehreren Zustandsgrößen, aber nur einer Eingangsgröße und nur einer Ausgangsgröße ist kein Mehrgrößensystem, sondern ein Eingrößensystem höherer Ordnung. Eingangsgrößen sind dabei meistens Messgrößen, oder Größen, die bereits anderweitig erfasst wurden. Ausgangsgrößen der Regelung sind häufig Sollwerte oder Stellgrößen und gehen dann in das System ein, das geregelt werden soll. Hier wird nun vorgeschlagen, dass es zu der Eingangsgröße der elektrischen Spannung und der Ausgangsgröße des Ausgangstromes wenigstens eine weitere Eingangsgröße und/oder wenigstens eine weitere Ausgangsgröße gibt.
Über die Zwischenkreisspannung als Eingangsgröße des Wechselrichters kann besonders eine Reaktion des Wechselrichters auf Schwingungen im elektrischen Versorgungsnetz erkannt werden, oder zumindest in die Dämpfungsregelung einfließen.
Die abgegebene Blindleistung kann eine Reaktion der Regelung des Wechselrichters auf Spannungsschwankungen sein.
Die Generatorleistung gibt eine Information über den Zustand des Generators der Windenergieanlage an und das kann Einfluss auf Netzschwingungen haben. Besonders kann sich darin eine Resonanz des Generators auf eine Schwingung ablesen lassen. Ähnliches gilt für die Drehzahl des Generators.
Ein Blattwinkel kann Aufschluss über einen Systemzustand der Windenergieanlage, besonders auch ihres Generators geben. Auch eine Änderung oder Aktivität des Blattwinkels bzw. der Blattwinkelverstellung kann mit einer Schwingung des elektrischen Versorgungs- netzes Zusammenhängen.
Als Ausgangsgrößen, besonders Stellgrößen, kommen Größen in Betracht, die einer Schwingung entgegenwirken können bzw. sie verhindern können. Dazu sind besonders aber nicht nur die Größen geeignet, die auch als Eingangsgrößen sinnvoll sind und oben genannt wurden. Dabei beeinflusst die Zwischenkreisspannung des Gleichspannungszwischenkreises das Einspeisen in Stärke und Qualität. Besonders ermöglicht eine hohe Gleichspannung ein besseres und schnelleres Einspeisen und damit auch Ändern des Einspeisens, wobei eine hohe Gleichspannung im Gleichspannungszwischenkreis aber eine hohe Belastung für den Wechselrichter bilden kann und somit andererseits zu vermeiden sein kann. Um bei- dem gerecht zu werden, variiert die Gleichspannung im Gleichspannungszwischenkreis.
Über die Blindleistung kann eine Spannung im elektrischen Versorgungsnetz beeinflusst werden.
Über die Steuerung der Generatorleistung kann besonders der Generator ggf. in einer Schwingeigenschaft beeinflusst und bei entsprechender Reglerauslegung bedämpft werden. Gleiches gilt für die Drehzahl des Generators.
Über den Blattwinkel, besonders eine gezielte Verstellung und Kontrolle der Verstellgeschwindigkeit des Blattwinkels kann besonders auf eine mechanischen Schwingung Einfluss genommen werden. Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass die Auslegung der Dämpfungsregelung eine Dämpfungsparametrierung ist oder umfasst und die Dämpfungsparametrierung aus einer Eigenwertanalyse und/oder Modalanalyse des vereinfachten Arbeitsmodells bestimmt wird.
Bei der Eigenwertanalyse werden die Eigenwerte betrachtet, im vorliegenden Fall nämlich die des geschlossenen Regelkreises. Aus der Lage der Eigenwerte in der komplexen Ebene kann auch ein Schwingverhalten abgeleitet werden, nämlich eine Schwingfrequenz oder Eigenfrequenz, und eine Dämpfung und damit ein Dämpfungsverhalten. Besonders für das linearisierte und damit lineare Arbeitsmodell kann die Systemeigenschaft durch Eigenwerte dargestellt werden. Variationen der Dämpfungsparametrierung, und damit Vari- ationen der Regelstrecke insgesamt, führen zu Veränderungen der Eigenwerte und häufig kann einem Parameter oder Parametersatz auch ein Eigenwert zugeordnet werden, so dass gewünschte Eigenwerte, so weit möglich, durch entsprechende Parameterwahl beeinflusst oder sogar gezielt gewählt werden können.
Der Modalanalyse liegt ein ähnlicher Gedanke zu Grunde. Die Modalanalyse ermöglicht neben den Frequenzen von Systemschwingungen, also Schwingungen, die das System beschreiben, auch Schwingmoden mit zu berücksichtigen. Dabei sind hier unter Schwing- moden besonders neben der Frequenz der jeweiligen Schwingung ihr Dämpfungsverhalten zu verstehen. Die Modalanalyse erfasst somit die Frequenzen nebst Dämpfungseigenschaften.
Insbesondere erfolgt die Auslegung so, dass Dämpfungsparametrierungen variiert werden, sodass sich unterschiedliche Arbeitsmodelle mit unterschiedlichen Eigenwerten ergeben und dass abhängig der Eigenwerte eine Dämpfungsparametrierung ausgewählt und für die Dämpfungsregelung des Windenergiesystems verwendet wird. Durch die Variation der Dämpfungsparametrierungen, also durch Variation der Dämpfungsparameter, verändern sich auch die Eigenwerte und diese sind bspw. in der komplexen s-Ebene darstellbar und es ist dann erkennbar, welche Parameterveränderungen zu welchen Änderungen der Eigenwerte führen. Darauf basierend können die Parametrierungen bzw. die Parameter ausgewählt werden.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass das Netzschwingungsmodell zusätzlich ein Generatormodell umfasst, das das Verhalten von direkt mit dem Netz gekoppelten Synchron- generatoren im elektrischen Versorgungsnetz nachbildet.
Mit dem zusätzlichen Generatormodell werden dabei die Wechselwirkungen der direkt mit dem Netz gekoppelten Synchrongeneratoren in der Modellbildung berücksichtigt. Die Modellbildung umfasst somit nicht nur ein starres Netz, sondern berücksichtigt somit auch Wechselwirkungen zwischen Synchrongeneratoren. Solche direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongenerator sind üblicherweise bei Großkraftwerken vorhanden und es wurde erkannt, dass Schwingungen zwischen direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongeneratoren häufig eine Ursache für niederfrequente Schwingungen sein können. Mit dem Ansatz, solche Synchrongenerator in dem Netzschwingungsmodell mit zu berücksichtigen kann die Dämpfungsregelung gut auf Schwingungen angepasst werden, die durch solche Synchrongeneratoren verursacht werden könnten.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass für die Dämpfungsregelung mehrere Dämpfungsparametersätze und/oder mehrere Reglerstrukturen zur Auswahl bestimmt und hinterlegt werden, und dass zum Betrieb des Windenergiesystems aus den mehreren Dämpfungs- parametersätzen bzw. Reglerstrukturen einer bzw. eine ausgewählt wird und/oder im Betrieb des Windenergiesystems zwischen ihnen gewechselt werden kann. Dieses Auswählen bzw. Wechseln erfolgt vorzugsweise in Abhängigkeit eines Auswahlkriteriums. Ein solches Auswahlkriterium kann bspw. ein Signal eines Netzbetreibers sein, der das Windenergiesystem über eine Strukturänderung informiert. Hier wurde erkannt, dass sich besonders Eigenschaften des elektrischen Versorgungsnetzes signifikant verändern können. Kleine Änderungen kann ein robuster Regler ohne Anpassung ausgleichen, zumindest ist er dagegen robust. Bei größeren Änderungen kann das evtl nicht mehr ausreichend sein. Bspw. kann eine signifikante Änderung sein, dass ein großer Verbraucher, wie bspw. eine Stahl-Gießerei, nicht arbeitet und damit faktisch nicht ans elektrische Versorgungsnetz angeschlossen ist. Der Unterschied dazwischen, ob diese exemplarische Gießerei an das elektrische Versorgungsnetz angeschlossen ist, oder nicht, kann ein signifikanter Unterschied sein. Ein weiterer signifikanter Unterschied kann sein, ob eine wichtige Übertragungsleitung des elektrischen Versorgungsnetzes getrennt ist, oder nicht. Bspw. wird, um ein anschauliches Beispiel zu nennen, regelmäßig eine die Ems überquerende Übertragungsleitung aufgetrennt, wenn über die Ems ein großes Kreuzfahrtschiff von Papenburg aus ausgeliefert wird.
Beide Beispiele sind üblicher Weise vorher bekannt und können besonders durch ein entsprechendes Umschaltsignal beim Betrieb des Windenergiesystems berücksichtigt wer- den. Dass sie bekannt sind, führt auch dazu, dass die jeweils zu Grunde liegenden Beschreibungen des elektrischen Versorgungsnetzes bekannt sind, bspw. durch Differentialgleichungen, die diese Besonderheiten bzw. Unterschiede berücksichtigen. Die Dämpfungsregelung kann daher gezielt auf diese unterschiedlichen Gegebenheiten ausgelegt werden. Es ergeben sich dementsprechend unterschiedliche Dämpfungsregelungen, zu- mindest unterschiedliche Dämpfungsparametersätze, je nach Veränderung des elektrischen Versorgungsnetzes auch unterschiedliche Reglerstrukturen. Dazwischen kann im Betrieb des Windenergiesystems, ausgewählt werden, vorzugsweise auch im laufenden Betrieb.
Im Übrigen können sich auch Änderungen des elektrischen Versorgungsnetzes ergeben, wenn das Netz ausgebaut wird oder sonstige Änderungen im Netz vorliegen, die zu signifikant geänderten Netzeigenschaften führen. Es können sich grds. aber auch Änderungen im Windenergiesystem ergeben, die durch unterschiedliche Dämpfungsparametersätze o- der Reglerstrukturen Berücksichtigung finden können. Als Bsp. kann ein Vollastbetrieb einerseits und ein Teillastbetrieb andererseits genannt werden. Im Teillastbetrieb ist nicht nur weniger Leistung durch das Windsystem verfügbar als im Volllastbetrieb, sondern im Teillastbetrieb können auch windabhängige Leistungsschwankungen auftreten.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass zwischen den verschiedenen Dämpfungsparametersätzen in Abhängigkeit eines der folgenden Kriterien umgeschaltet wird, nämlich abhängig eines externen Signals eines Netzbetreibers, abhängig einer Tageszeit, abhängig eines Wochentags, abhängig eines Kalendertags, abhängig eines Zustands des elektrischen Versorgungsnetzes, und/oder abhängig eines Zustands des Windenergiesystems.
Besonders der Netzbetreiber kennt Veränderungen in seinem Netz, wie bspw. die Ankündigung eines Großverbrauchers, sich vom Netz zu trennen. Solche oder andere Ereignisse können im Voraus bekannt sein, einschließlich der Zeit, an der sie auftreten. Eine Umschaltung nach der Tageszeit, dem Wochentag und/oder einem Kalendertag, also einem konkreten Datum, kann in solchen Fällen vorgesehen sein. Als ein Beispiel ist ein Großverbraucher zu nennen, bspw. am Wochenende nicht arbeitet.
Eine Veränderung des elektrischen Versorgungsnetzes kann aber auch bspw. systemtech- nisch identifiziert werden, indem bspw. Reaktionen des elektrischen Versorgungsnetzes auf Änderungen einer Einspeisegröße ausgewertet werden. So kann bspw. eine Veränderung der Netzspannung auf eine Änderung der eingespeisten Wirkleistung und/oder Blindleistung Eigenschaften und damit einen Zustand des elektrischen Versorgungsnetzes anzeigen, z.B. wie sensitiv das elektrische Versorgungsnetz ist. Auch ein Zustand des Windenergiesystems, besonders wie viel Leistung aktuell eingespeist werden kann, kann als Kriterium verwendet werden, um zwischen Dämpfungsparametersätzen umzuschalten.
Die unterschiedlichen Dämpfungsparametersätze können bspw. auf einer Speichereinheit hinterlegt werden. Gemäß einer Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass
das Netzschwingungsmodell
das Netzmodell als wenigstens eine erste Differentialgleichung aufweist und
das Windsystemmodell als wenigstens eine zweite Differentialglei- chung aufweist, wobei
das Netzschwingungsmodell vorzugsweise in einer nichtlinearen Zustandsraumdarstellung beschrieben wird
und/oder
das vereinfachte Arbeitsmodell das für einen ausgewählten Arbeits- punkt linearisierte Netzschwingungsmodell ist, wobei das vereinfachte Arbeitsmodell vorzugsweise in einer linearen Zustandsraumdarstellung beschrieben wird. Es werden somit in dem Netzschwingungsmodell Nichtlinearitäten sowohl des elektrischen Versorgungsnetzes als auch des Windenergiesystems berücksichtigt, sofern vorhanden. Als Darstellung wird vorzugsweise eine nichtlineare Zustandsraumdarstellung gewählt, wie sie verallgemeinert in der Formel (1 ) dargestellt ist. Darin sind die Zustandsvariabein x bis xn bzw. ihre zeitlichen Ableitungen x1 bis xn in dem Zustandsvektor x bzw. x enthalten. Eingangsgrößen ui bis um sind in dem Eingangsvektor u zusammengefasst. x = f(x, u) (1 )
Mit dieser Darstellung kann das betrachtete System, nämlich das elektrische Versorgungsnetz bzw. ein relevanter Teil davon, zusammen mit dem Windenergiesystem bzw. einem relevanten Teil davon, und der Dämpfungsregler in einer im Wesentlichen vollständigen Systembeschreibung beschrieben werden, die auch Nichtlinearitäten berücksichtigt.
Das so beschriebene System kann dann durch eine Linearisierung in einem Arbeitspunkt vereinfacht werden und durch die Linearisierung sind dann lineare Untersuchungsmetho- den, wie die Eigenwertanalyse anwendbar. Nichtlineare Einflüsse können durch verschie- dene Arbeitspunkte berücksichtigt werden, also dadurch, dass die Linearisierung für verschiedene Arbeitspunkte durchgeführt wird.
Das vereinfachte Arbeitsmodell, nämlich das für einen ausgewählten Arbeitspunkt lineari- sierte Netzschwingungsmodell, kann in einer linearen Zustandsraumdarstellung beschrieben werden und das zeigt in allgemeiner Form die Formel (2). Auch hier zeigen die fettge- druckten Buchstaben Vektoren an. Wegen der Linearisierung um einen ausgewählten Arbeitspunkt bezieht sich das Gleichungssystem auf die Änderung in dem Arbeitspunkt, durch„A“ angezeigt.
Ax = AAx + B u (2)
Ein Arbeitspunkt für die Linearisierung kann bspw. durch eine vom Windenergiesystem eingespeiste Wirkleistung und/oder durch eine vom Windenergiesystem eingespeisten Blindleistung definiert werden.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass das Netzmodell und zusätzlich oder alternativ das vereinfachte Netzmodell kontinuierlich im laufenden Betrieb erfasst oder angepasst werden, um auf Änderungen im Aufbau des elektrischen Versorgungsnetzes zu reagieren. Um Systemänderungen im Versorgungsnetz zu begegnen, die beispielsweise durch Wartungsarbeiten am Netz, durch den Netzausbau, durch Zu- und Abschalten von Erzeugern und Verbrauchern im Netz entstehen können, wird gemäß einer Ausführungsform vorgeschlagen, die Dämpfungsparameter fortlaufend zu bestimmen und im laufenden Betrieb anzupassen.
Erfindungsgemäß wird auch ein Windenergiesystem vorgeschlagen, nämlich eine Windenergieanlage oder ein Windpark, der eine oder mehrere Windenergieanlagen umfasst. Ein solches Windenergiesystem ist vorbereitet zum Einspeisen elektrischer Leistung aus Wind in ein elektrisches Versorgungsnetz, und es ist vorbereitet zum Bedämpfen nieder- frequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in dem elektrischen Versorgungsnetz. Es wird dabei von einem Versorgungsnetz ausgegangen, das eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist, und dass die zu bedämpfenden niederfrequenten Schwingungen eine geringere Frequenz als die halbe Netznennfrequenz aufweisen. Das vorgeschlagene Windenergiesystem umfasst eine Dämpfungsregelung zum Bedämpfen der niederfrequenten Schwingungen, einen geschlossenen Regelkreis, in dem die Dämpfungsregelung eingesetzt wird, und eine Windsystemsteuerung zum Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz, wobei die Dämpfungsregelung zum Bedämpfen der niederfrequenten Schwingungen ein Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz unter Verwendung der Windsystemsteuerung steuert.
Die Dämpfungsregelung ist auf eine Regelstrecke ausgelegt, und die Regelstrecke umfasst das elektrische Versorgungsnetz oder einen Teil davon, das Windenergiesystem, oder einen Teil davon, und die Windsystemsteuerung, oder einen Teil davon. Die Dämpfungsregelung wird so ausgelegt, dass sie schwach gedämpfte Moden im geschlossenen Regel- kreis vermeidet und/oder schwach gedämpfte Moden der Regelstrecke im geschlossenen Regelkreis bedämpft.
Besonders ist das Windenergiesystem dazu vorbereitet, ein Verfahren zum Steuern eines Windenergiesystems und zum Bedämpfen niederfrequenter Schwingungen gemäß einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform auszuführen. Insbesondere weist das Wind- energiesystem dazu eine Steuerungseinrichtung auf, insbesondere einen Prozessrechner, auf der die Dämpfungsregelung implementiert ist, in der eine Auslegung der Dämpfungsregelung ganz oder teilweise durchgeführt wird und/oder in der Dämpfungsparametersätze gespeichert werden können. Vorzugsweise ist eine Speichereinheit vorgesehen, um für die Dämpfungsregelung mehrere Dämpfungsparametersätze und/oder mehrere Reglerstrukturen, die zur Auswahl bestimmt wurden, abzuspeichern und zum Betrieb bereitzuhalten, sodass zum Betrieb des Windenergiesystems aus den mehreren Dämpfungsparametersätzen bzw. Reglerstruktu- ren einer bzw. eine ausgewählt werden kann und im Betrieb des Windenergiesystems zwischen ihnen gewechselt werden kann.
Insbesondere ist dafür eine Auswahlsteuerung vorgesehen, um in Abhängigkeit eines Auswahlkriteriums eine Auswahl aus den Dämpfungsparametersätzen bzw. Reglerstrukturen zu steuern. Damit kann auf einfache Art und Weise eine Veränderung der Dämpfungsre- gelung umgesetzt werden.
Zusammengefasst zielt die vorliegende Erfindung somit darauf hin, die Anlagen- und Windparksteuerungen bei der Implementierung netzkritischer Projekten flexibler zu gestalten, und insbesondere schwach gedämpfte Netzschwingungsmoden bei der Reglerauslegung zu berücksichtigen. Dabei werden die Reglerparameter der Windenergieanlagen bzw. des Windparks durch eine Netzstudie so auf das Netz abgestimmt bzw. ausgelegt, dass kritische niederfrequente Netzschwingungen entweder nicht auftreten oder stark bedämpft werden. Eine aktive Erkennung von niederfrequenten Schwingungen ist somit nicht notwendig. Dies schließt jedoch nicht aus, dass die Reglerparametrierung auch auf erkannte niederfrequente Schwingungen angepasst und ausgelegt werden kann, um bekannte nie- derfrequente Schwingungen im Versorgungsnetz gezielt zu Bedämpfen.
Nachfolgend wird die Erfindung anhand von Ausführungsformen beispielhaft unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren erläutert.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung.
Figur 2 zeigt schematisch einen Windpark. Figur 3 zeigt schematisch einen geschlossenen Regelkreis, der ein Netzmodell und ein Windsystemmodell, nämlich Parkmodell beinhaltet.
Figur 4 zeigt schematisch einen schematischen Ablauf des erfindungsgemäßen Verfahrens gemäß einer Ausführungsform. Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 110 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an. Die Windenergieanlage 100 kann Teil eines Windparks sein oder selbst ein Windenergiesystem bilden.
Figur 2 zeigt einen Windpark 112 mit beispielhaft drei Windenergieanlagen 100, die gleich oder verschieden sein können. Die drei Windenergieanlagen 100 stehen somit repräsentativ für im Grunde eine beliebige Anzahl von Windenergieanlagen eines Windparks 112. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 114 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 116 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 118, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellung eines Windparks 1 12, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 1 14 anders gestaltet sein, indem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen. Der Windpark 112 ist ein Beispiel für ein Windenergiesystem. Figur 3 zeigt einen geschlossenen Regelkreis 300 gemäß einer Ausführungsform schematisch. Hier stehen die Details des Windenergiesystems im Vordergrund. Der Regelkreis 300 umfasst ein elektrisches Versorgungsnetz 302, das Windenergiesystem 304 und die Windsystemsteuerung 306. In dieser Ausführungsform bildet eine Windenergieanlage das Windenergiesystem 304. Die ebenfalls gezeigte Messeinheit 308 kann der Windsystemsteuerung 306, zugeordnet werden. Die Windsystemsteuerung 306 kann in einer Windturbinen-Regelung integriert sein, oder mit ihr übereinstimmen. Insoweit kann die Windsystemsteuerung 306 auch als Teil des Windenergiesystems verstanden werden. Die Windturbinen-Regelung berücksichtigt sämtliche angesteuerte Dynamiken der Windturbine und dabei wird es meist ausrei- chen, für die Windsystemsteuerung zum Bedämpfen niederfrequenter Schwingungen nur einen Teil der Windturbinen-Regelung zu betrachten, bzw. bei der Auslegung der Dämpfungsregelung nur einen Teil der Windturbinen-Regelung zu betrachten. Als anschauliche Erläuterung, die auch als eine Ausführungsform in Betracht kommt, bildet der Wechselrichter 310, der auch als Converter bezeichnet werden kann, in dem Regelkreis 300 das regelungstechnische Stellglied und das elektrische Versorgungsnetz 302 das zu regelnde System. Der Wechselrichter 310 gibt als Stellgröße den dreiphasigen Einspei- sestrom bc aus und speist diesen in das elektrische Versorgungsnetz 302 ein, der damit für das elektrische Versorgungsnetz die Eingangsgröße bildet. Das elektrische Versorgungsnetz regiert darauf mit einer dreiphasigen Ausgangsspannung Uabc, die die Ist-Größe für die Systemsteuerung, also den Dämpfungsregler, bildet, vernachlässigt man die Dynamik der Messeinheit 308. Ein bei einer klassischen Regelung zu erwartender Soll-Ist-Wert- Vergleich kann bspw. in der Windsystemsteuerung durch Vergleich dreiphasigen Ausgangsspannung Uabc mit einer idealen Ausgangsspannung erfolgen, also mit einer ideal sinusförmigen Ausgangsspannung. Es kommen aber auch andere Varianten in Betracht, bei denen die dreiphasigen Ausgangsspannung Uabc z.B. nur als Effektivwert betrachtet wird und dann abhängig seiner Höhe, also abhängig der Spannungshöhe die Regelung arbeitet, bspw. eine Blindleistungssollwert an den Wechselrichter 310 gibt.
Aber auch in dieser vereinfachten Betrachtung, bei der die Windsystemsteuerung 306 nur den Wechselrichter ansteuert, fließt eine Dynamik des Windenergiesystems 304 ein. Zunächst ist bereits die Dynamik des Wechselrichters 310 eine Dynamik des Windenergiesystems 304. Darüber hinaus wirken sich aber auch andere Elemente des Windenergie- Systems 304 auf die Dynamik des Wechselrichters 310 aus. Hierzu ist an erster Stelle der Generator 312 zu nennen. Er versorgt den Wechselrichter 310 mit Leistung und daher hängt die Dynamik des Wechselrichters 310 auch von der Dynamik des Generators 312 ab. Es kommt hinzu, dass der Wechselrichter 310 zumindest teilweise den Generator 312 steuert. Der Wechselrichter 310 und der Generator 312 wirken zumindest so zusammen, dass der Generator 312 elektrische Leistung Pe an den Wechselrichter 310 gibt, wohingegen der Wechselrichter die mechanische Leistung Pm des Generators 312 zumindest beeinflusst oder sogar steuert.
Es kommt aber auch in Betracht, dass die Windsystemsteuerung 306 die Dynamik des Generators 312 unmittelbar mitberücksichtigt, indem sie bspw. seine Erregung steuert, wenn der Generator 312 ein fremderregter Synchrongenerator ist. Die Dynamik des Generators 312 kann auch unmittelbar dadurch mitberücksichtigt werden, dass die Windsystemsteuerung 306 einen Statorstrom des Generators 312 über den Converter 310 steuert. Auch ein gezeigter Antriebsstrang 314 kann die Dynamik des Windenergiesystems und damit der Dämpfungsregelung beeinflussen. Er gibt die Rotordrehzahl des aerodynamischen Rotors, der hier als Aerodynamik-Block 316 veranschaulicht ist, als Generatordrehzahl an den Generator 312 weiter und gibt das Generatormoment Tg als Antriebsmoment Ta an den Rotor bzw. den Aerodynamik-Block 316 weiter. Je nach Aufbau können hier bspw. Schwingungen im Antriebsstrang 314 auftreten, die bei einem getriebelosen Generator allerdings eher gering sind.
Auf den Rotor, also den Aerodynamik-Block 316, wirkt eine effektive Windgeschwindigkeit Veff, die sich aus der tatsächlichen Windgeschwindigkeit Vw und einer durch die Strukturdy- namik des Rotors bedingten Strukturgeschwindigkeit Vstmkt berechnet, die je nach Vorzeichen zur tatsächlichen Windgeschwindigkeit Vw addiert wird bzw. davon abgezogen wird. Dafür ist der Strukturdynamik-Block 318 eingezeichnet, der aus der Strukturdynamik besonders des Rotors eine solche äquivalente Strukturgeschwindigkeit Vstmkt ausgibt. Für die Berücksichtigung des Windes ist der Windfeld-Block 320 angegeben, der die tatsächliche Windgeschwindigkeit Vw ausgibt.
Die Windturbinen-Regelung und damit die Windsystemsteuerung 306 kann den Aerodynamik-Block 316, über den Pitch-Block 322 beeinflussen, nämlich über das Verstellen der Rotorblätter, was auch als Pitchen bezeichnet wird.
Damit gibt es viele Möglichkeiten, Dynamiken des Windenergiesystems zu berücksichti- gen, sowohl in der Analyse als auch in der Regelung. Für die analytische Berücksichtigung des elektrischen Versorgungsnetzes 302 wird eine Systembeschreibung bspw. als Differentialgleichungssystem berücksichtigt. Zu der Struktur des Windenergiesystems 304 kann auch ein Differentialgleichungssystem aufgestellt werden, basierend auf der in Figur 3 gezeigten Struktur. Beide Differentialgleichungssysteme, also des elektrischen Versorgungs- netzes, das auch als Netzmodell bezeichnet werden kann, und des Windenergiesystems, das auch als Windsystemmodell bezeichnet werden kann, können zusammen ein gesamtes Netzschwingungsmodell ergeben, das dann zur Reglerauslegung weiter verwendet werden kann, wie nachfolgend in Figur 4 beschrieben ist.
Figur 4 zeigt schematisch einen Verfahrensablauf 400 des erfindungsgemäßen Verfahrens gemäß einer Ausführungsform mit mehreren Verfahrensschritten. Dabei wird in einem Schritt S1 ein Netzschwingungsmodell erstellt. Dieses umfasst das Netzmodell 404 und das Windsystemmodell 406. Das Netzschwingungsmodell kann beispielsweise in Zustandsraumdarstellung vorliegen, das mehrere Differentialgleichungen als Zeileneinträge aufweist. Dies ist mit der Formel (1 ) in Figur 4 dargestellt, die zuvor bereits beschrieben wurde. In einem Schritt S2 wird aus dem Netzschwingungsmodell das im Schritt S1 bestimmt wurde, ein vereinfachtes Arbeitsmodell bestimmt. Das vereinfachte Arbeitsmodell kann beispielsweise in einer linearen Zustandsraumdarstellung vorliegen. Dies ist durch die Formel (2) in der Figur 4 dargestellt, die ebenfalls bereits zuvor beschrieben wurde.
In einem Schritt S3 wird aus dem vereinfachten Arbeitsmodell des Schrittes S2 eine Dämpfungsparametrierung bestimmt. Die so bestimmte Dämpfungsparametrierung wird anschließend in der Reglerparametrierung eines einstellbaren Reglers 415 (ACU) (engl.:„ad- justable Control Unit“) im Schritt S4 implementiert. In dem Verfahrensschritt S5 erfolgt an- schließend ein Steuern des Windparks, der hier das Windenergiesystem bildet, mit der implementierten Dämpfungsparametrierung, um niederfrequente Schwingungen im Versorgungsnetz durch ein geändertes Systemverhalten des gesteuerten Windparks zu reduzieren oder zu vermeiden. Hierbei wird die Steuerung des Windparks bzw. der Windenergieanlage durch den einstellbaren Regler 415 (ACU) vorgenommen. Zudem ist der Figur 4 ein Generatormodell 414 vorgesehen, das in einer weiteren Ausführungsform in das Netzmodell 404 eingeht. Dies ist dargestellt durch den gestrichelten Pfeil der den Block 414 mit dem Block 404 verbindet. Demnach werden in dieser Ausführungsform direkt mit dem Netz gekoppelte Synchrongeneratoren und deren Wechselwirkungen im dynamischen Netz berücksichtigt. Zudem ist in der Figur 4 als eine weitere Ausführungsform dargestellt ist, dass die im Schritt S3 sukzessive bestimmten Dämpfungsparametrierungen als Dämpfungsparametersätze in einer Speichereinheit 416 (MEM) hinterlegt werden. Es werden somit mehrere Dämpfungsparametrierungen im Schritt S3 bestimmt und anschließend in der Speichereinheit 416 gespeichert bzw. hinterlegt. Zwischen diesen hinterlegten Dämpfungsparametersätzen wird in Abhängigkeit von vorgegebenen Kriterien (CRIT) 418 umgeschaltet. Ist beispielsweise ein externes Signal eines Netzbetreibers empfangen worden, demnach sich das elektrische Versorgungsnetz verändert hat, kann auf einen dafür vorbereiteten und hinterlegten Dämpfungsparametersatz umgestellt werden. Dafür wird entsprechend ein Dämpfungsparametersatz ausgewählt und in den einstellbaren Regler 415 (ACU) eingegeben bzw. die- ser mit dem neuen Dämpfungsparametersatz parametriert. Somit kann die Reglerparametrierung in Abhängigkeit vorgegebener Kriterien auch im laufenden Betrieb geändert werden. Zudem sind in der Figur 4 zwei Diagramme A und B im Schritt S3 dargestellt, die den Verfahrensschritt Bestimmen einer Dämpfungsparametrierung aus dem vereinfachten Arbeitsmodells veranschaulichen sollen.
Das Diagramm A zeigt dabei eine Eigenwertverteilung in der komplexen s-Ebene, die eine reale Achse (Re) und eine imaginäre Achse (Im) aufweist. Die komplexe s-Ebene im Diagramm A weist dabei eine linke und eine rechte Halbebene auf, wobei die linke Halbebene den stabilen Bereich beschreibt, in dem der Realteil kleiner als null ist. Umgekehrt ist die rechte, instabile Halbebene der Bereich, in dem der Realteil größer als null ist. In der komplexen s-Ebene sind mehrere Eigenwerte 420 und 422 dargestellt, deren Verteilung für unterschiedliche Reglerparametrierungen aufgenommen wurden.
Sprungantworten für die unterschiedlichen Reglerparametrierungen sind dabei im Diagramm B dargestellt. Diese können als Dämpfungsparametersätze gespeichert sein. Die Diagramme A und B sind zudem gemeinsam zu betrachten.
Hierzu sind im Diagramm B Sprungantworten für drei unterschiedliche Reglerparametrie- rung in den Kurven A1 , B1 , C1 dargestellt, wobei diese Parametrierungen jeweils den Eigenwerten A1 , A1*, B1 , B1* bzw. C1 , C1* aus dem Diagramm A zugeordnet sind. Die Kurve A1 zeigt im Vergleich zur Kurve B1 und C1 ein langsameres Regelverhalten. Die drei unterschiedlich schnellen Reglerverhalten können auch einigen Eigenwerten abgelesen werden, die im Diagramm A dargestellt sind. Es ist zu erkennen, dass eine Änderung der Reglerparametrierung (A1 , B1 , C1 , Diagramm B) der Windenergieanlage einen unterschiedlichen Einfluss auf die Eigenwerte 420, 422 im Diagramm A hat. Beispielsweise ändern sich die Eigenwerte 420 im Gegensatz zu dem konjugiert komplexen Eigenwertpaar 422 durch die Änderung der Reglerparametrierung wenig bis gar nicht. Das Eigenwertpaar 422 hingegen, wandert je nach ausgewählter Reg- lerparametrierung A1 , B1 , C1. Dies ist mit dem Pfeil im Diagramm A angedeutet, der veranschaulicht, dass das Eigenwertpaar 422 je nach Reglerparametrierung nach rechts oder links wandert.
Das Eigenwertpaar 422 ändert sich somit in Abhängigkeit der Reglerparametrierung der Windenergieanlage bzw. des Windparks und kann als Verlaufskennlinie dargestellt wer- den. Das langsame Reglerverhalten, beispielsweise für die Reglerparametrierung A1 aus dem Diagramm B, führt somit dazu, dass das durch die Parametrierung beeinflussbare Eigenwertpaar 422 weiter nach links in linke Halbebene der komplexen Ebene verschoben wird. Ein schnelleres Regelverhalten, z. B. die Reglerparametrierung C1 aus dem Diagramm B, führt umgekehrt zu einer Verschiebung des Eigenwertpaares 422 nach rechts in Richtung positiver Realwerte. Dabei können die Eigenwerte niederfrequenten Schwingungen bzw. Schwingungsmoden zugeordnet werden. Je näher dabei ein Eigenwert an der rechten Halbebene liegt, desto schneller ist die Systemeigenschaft, die er beschreib. So können diejenigen Eigenwerte ausgewählt werden, die ein gewünschtes Verhalten beschreiben bzw. dem nahekommen.
Die Figur 4 zeigt mit dem Verfahrensablauf 400 im Wesentlichen ein Verfahren, mit dem jeweils ein Dämpfungsregler ausgelegt wird, bei dem also jeweils ein Netzmodell zu Grunde liegt. In dem Schritt S3 werden Parameter variiert, um als Ergebnis einen Dämpfungsregler auszulegen. Um einen weiteren Dämpfungsregler auszulegen, also besonders um einen weiteren Dämpfungsparametersatz zu erhalten, ist das Verfahren mit einem neuen Netzmodell zu durchlaufen, das nämlich ein geändertes Netz zu Grunde legt.
Bspw. kann der Netzbetreiber dazu zu unterschiedlichen zu erwartenden Netzsituationen entsprechend unterschiedliche Netzbeschreibungen bereitstellen. Dazu kann er bereits jeweils ein Netzmodell bereitstellen, oder ein Netzmodell in der gewünschten Form wird aus einer anderweitigen vom Netzbetreiber erhaltenen Beschreibung des Netzes erstellt. Bspw. kommt in Betracht, dass der Netzbetreiber Systembeschreibungen des elektrischen Versorgungsnetzes für unterschiedliche Netzsituationen bereitstellt, die Systembeschreibungen aber zunächst auf den Netzanschlusspunkt der betrachteten Windenergiesystems angepasst werden müssen. Mit einem neuen Netzmodell wird dann der Verfahrensablauf 400 erneut durchlaufen und auch in dem Schritt S3 können wieder Variationen der Reglerparameter vorgenommen werden, um den gewünschten Dämpfungsregler für dieses neue Netzmodell zu erhalten. Die Figur 4 veranschaulicht einen wichtigsten Teil dieses Prozesses.
Im ersten Schritt, werden die analytischen Modelle von den Windturbinen bzw. Windparks mit Netzgleichungen kombiniert.
Im zweiten Schritt, werden die schwach gedämpften Moden untersucht. Abhängig einer jeweiligen Anforderung, werden die Moden durch die geeignete Auslegung der beeinflussbaren Windturbinen- bzw. Windparkparameter platziert, also vorgegeben bzw. im möglichen Rahmen ausgewählt.
Nach detaillierter Untersuchung, die auf Basis von Simulationen oder Prototypentests er- folgen kann, wird der resultierende Turbinencode, also ein Parametersatz in der Windturbine implementiert.
Es wurde somit erkannt, dass elektrische Energiesysteme, wie elektrische Versorgungsnetze auch bezeichnet werden können, schwingungsfähige Systeme sind, die natürlichen Moden unterhalb und oberhalb der Systemfrequenz, also im Wesentlichen unterhalb und oberhalb von 50Hz oder 60Hz besitzen. Wenn diese Moden bzw. Schwingungen angeregt werden, können solche Schwingungen die Systemstabilität beeinträchtigen, wenn sie nicht ausreichend gedämpft sind.
Windenergieanlagen, die auch als Windturbinen bezeichnet werden, können zur Stabilisierung von Energiesystemen beitragen. Dabei ist auch zu beachten, dass die Lebensdauer einer Windturbine viele Jahre beträgt, ca. 25 Jahre, und dass in dieser Zeit das Energiesystem sich stark ändern und entwickeln kann.
Wenn schwach gedämpfte Netzschwingungsmoden idealer Weise noch vor einem Windparkanschluss identifiziert werden, sei es durch eine direkte Information vom relevanten Netzbetreiber oder auf Basis von Simulationsstudien, können möglicherweise diese noch bei der Auslegung von Windturbinen- und Windparkregler berücksichtigt werden.
Diese Erfindung zielt darauf hin, die Anlagen- und Windparksteuerungen bei der Implementierung netzkritischer Projekten flexibler zu machen, damit schwach gedämpfte Netzschwingungsmoden bei der Reglerauslegung noch berücksichtigt werden. Weiterhin werden diese Reglerparameter der Anlage durch Netzstudien projektspezifisch abgestimmt bzw. ausgelegt, sodass kritische Netzschwingungen entweder nicht auftreten können oder stark bedämpft werden.
Bei dieser Erfindung lag auch der Gedanke zu Grunde, nicht eine aktive Erzeugung von Dämpfungssignalen durch die Turbinen zu erzeugen, sondern eine geeignete Auslegung von Windturbinen- und Windparkreglern zur Bedämpfung von niederfrequenten Schwin- gungen, die auch als Power-System-Oszillationen bezeichnet werden, vorzuschlagen. Der Vorschlag zielt besonders darauf ab, dass keine unmittelbare Erkennung von Oszillationen notwendig ist.
Ein Gedanke war dabei auch, kombinierte Gleichungen für das System bestehend aus Windpark und Netz zu verwenden. Wichtig ist bei dieser vorgeschlagenen Lösung auch der "kontinuierliche" Charakter der Lösung. Sie benötigt kein Online-Detektionsverfahren- zur Identifikation von Oszillationen in Power Systems. Sobald notwendig, und soweit möglich, wird eine Dämpfung für eine spezifische Frequenz, oder einen Frequenzbereich, künstlich durch geeignete Auslegung generiert.
Da es dann eine Systemcharakteristik ist, bleibt diese stets zur Verfügung.

Claims

Ansprüche
1. Verfahren zum Steuern eines Windenergiesystems (304), nämlich einer Windenergieanlage (100) oder eines mehrere Windenergieanlagen umfassenden Windparks, zum Einspeisen elektrischer Leistung aus Wind in ein elektrisches Versorgungsnetz (302), und zum Bedampfen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in dem elektrischen Versorgungsnetz (302), wobei das elektrische Versorgungsnetz (302) eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist, wobei
zum Bedampfen der niederfrequenten Schwingungen eine Dämpfungsrege- lung mit einem geschlossenen Regelkreis (300) eingesetzt wird, und die Dämpfungsregelung zum Bedämpfen der niederfrequenten Schwingungen ein Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (302) unter Verwendung einer Windsystemsteuerung (306) steuert, die Dämpfungsregelung auf eine Regelstrecke ausgelegt ist, und die Regel- strecke umfasst
das elektrische Versorgungsnetz (302) oder einen Teil davon, das Windenergiesystem (304), oder einen Teil davon, und
die Windsystemsteuerung (306), oder einen Teil davon,
wobei die Dämpfungsregelung so ausgelegt wird, dass sie schwach ge- dämpfte Moden im geschlossenen Regelkreis (300) vermeidet und/oder schwach gedämpfte Moden der Regelstrecke im geschlossenen Regelkreis (300) bedämpft.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass
zur Auslegung der Dämpfungsregelung
- ein Netzschwingungsmodell erstellt wird und das Netzschwingungsmodell umfasst:
ein Netzmodell (404), das das elektrische Versorgungsnetz (302) bzw. den in der Regelstrecke umfassten Teil davon abbildet, und dabei einen Aufbau des elektrischen Versorgungsnetzes (302) und daran ange- schlossene Verbraucher und Erzeuger berücksichtigt, und- ein
Windsystemmodell (406), das ein Verhalten des Windenergiesystems (304) abbildet, wobei das Windsystemmodell (406) auch das Verhalten der Windsystemsteuerung (306) umfasst, und dass wenigstens ein vereinfachtes, insbesondere um einen Arbeitspunkt li- nearisiertes, Arbeitsmodell aus dem Netzschwingungsmodell bestimmt wird, und
die Dämpfungsregelung basierend auf dem wenigstens einen verein- fachten bzw. linearisierten Arbeitsmodell ausgelegt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass
zur Auslegung des Dämpfungsreglers durch Variation von Arbeitspunkten mehrere linearisierte Arbeitsmodelle bestimmt werden, und
basierend auf den mehreren linearisierten Arbeitsmodellen der variierten Arbeitspunkte die Dämpfungsregelung so ausgelegt wird, dass sie für jedes der mehreren linearisierten Arbeitsmodelle,
schwach gedämpfte Moden im geschlossenen Regelkreis (300) vermeidet und/oder
schwach gedämpfte Moden der Regelstrecke im geschlossenen Regelkreis (300) bedämpft,
insbesondere, wenn die linearisierten Arbeitsmodelle jeweils die Regelstrecke bilden, und/oder dass
die Windsystemregelung als gegenüber Variationen der Regelstrecke, insbesondere gegenüber Variationen der variierten Arbeitspunkte, robuste Regelung ausgelegt ist.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens eine elektrische Spannung des elektrischen Versorgungsnetzes (302) eine Eingangsgröße bildet und
wenigstens ein elektrischer Ausgangsstrom zum Einspeisen in das elektri- sehe Versorgungsnetz (302) eine Ausgangsgröße der Windsystemsteuerung
(306) bildet.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Dämpfungsregelung als Mehrgrößenregelung, ausgebildet ist wobei wenigstens eine elektrische Spannung des elektrischen Versorgungs- netzes (302) eine Eingangsgröße bildet und außerdem wenigstens eine weitere Größe eine Eingangsgröße bildet, aus der Liste aufweisend eine elektrische Zwischenkreisspannung eines Gleichspannungszwi- schenkreises eines elektrischen Wechselrichters, eine von dem Wechselrichter (300) abgegebene Blindleistung, eine elektrische Generatorleistung eines Generators (312) der Windenergieanlage (100) bzw. wenigstens einer der mehreren Windenergieanlagen,
eine Drehzahl des elektrischen Generators (312) und - wenigstens ein Blattwinkel verstellbarer Rotorblätter der Windenergieanlage (100) bzw. wenigstens einer der mehreren Windenergieanlagen, und/oder dass
wenigstens ein elektrischer Ausgangsstrom zum Einspeisen in das elektrische Versorgungsnetz (302) eine Ausgangsgröße der Windsystemsteuerung (306) bildet und außerdem wenigstens eine weitere Größe eine Ausgangsgröße der Windsteuerung bildet, aus der Liste aufweisend
die elektrische Zwischenkreisspannung des Gleichspannungszwi- schenkreises,
die von dem Wechselrichter (300) abgegebene Blindleistung, - die elektrische Generatorleistung,
die Drehzahl des elektrischen Generators (312) und wenigstens ein Blattwinkel der verstellbaren Rotorblätter.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Auslegung der Dämpfungsregelung eine Dämpfungsparametrierung ist o- der umfasst und die Dämpfungsparametrierung aus einer Eigenwertanalyse und/oder einer Modalanalyse des vereinfachten Arbeitsmodells bestimmt wird, insbesondere dass
bei der Auslegung Dämpfungsparametrierungen variiert werden, sodass sich unterschiedliche Arbeitsmodelle mit unterschiedlichen Eigenwerten ergeben und dass abhängig der Eigenwerte eine Dämpfungsparametrierung ausgewählt und für die Dämpfungsregelung des Windenergiesystems (304) verwendet wird.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Netzschwingungsmodell zusätzlich ein Generatormodell (414) umfasst, das das Verhalten von direkt mit dem Netz gekoppelten Synchrongeneratoren im elektrischen Versorgungsnetz (302) nachbildet.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass für die Dämpfungsregelung
mehrere Dämpfungsparametersätze und/oder mehrere Reglerstrukturen zur Auswahl bestimmt und hinterlegt werden, und dass
- zum Betrieb des Windenergiesystems (304) aus den mehreren Dämpfungsparametersätzen bzw. Reglerstrukturen einer bzw. eine ausgewählt wird und im Betrieb des Windenergiesystems (304) zwischen ihnen gewechselt werden kann, insbesondere wird in Abhängigkeit eines Auswahlkriteriums ausgewählt bzw. gewechselt. 9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen verschiedenen Dämpfungsparametersätzen umgeschaltet wird, in Abhängigkeit wenigstens eines Kriteriums aus der Liste aufweisend:
ein externes Signal eines Netzbetreibers,
eine Tageszeit,
- einen Wochentag,
einen Kalendertag,
einen Zustand des elektrischen Versorgungsnetzes (302), und einen Zustand des Windenergiesystems (304).
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass - das Netzschwingungsmodell
das Netzmodell (404) als wenigstens eine erste Differentialgleichung aufweist und
das Windsystemmodell (406) als wenigstens eine zweite Differentialgleichung aufweist, wobei
- das Netzschwingungsmodell vorzugsweise in einer nichtlinearen Zustandsraumdarstellung beschrieben wird
und/oder
das vereinfachte Arbeitsmodell das für einen ausgewählten Arbeitspunkt linearisierte Netzschwingungsmodell ist, wobei das vereinfachte Arbeitsmodell vorzugsweise in einer linearen Zustandsraumdarstellung beschrieben wird.
1 1. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Netzmodell (404) und/oder das vereinfachte Netzmodell (404) kontinuierlich im laufenden Betrieb erfasst oder angepasst werden, um auf Änderungen im Aufbau des elektrischen Versorgungsnetzes (302) zu reagieren. 12. Windenergiesystem (304), nämlich Windenergieanlage (100) oder Windpark (1 12), der eine oder mehrere Windenergieanlagen umfasst,
vorbereitet zum Einspeisen elektrischer Leistung aus Wind in ein elektrisches Versorgungsnetz (302), und
vorbereitet zum Bedampfen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in dem elektrischen Versorgungsnetz (302), wobei das Versorgungsnetz (302) eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist, und die zu bedampfenden niederfrequenten Schwingungen eine geringere Frequenz als die halbe Netznennfrequenz aufweisen, und das Windenergiesystem (304) umfasst
- eine Dämpfungsregelung zum Bedämpfen der niederfrequenten Schwingungen,
einen geschlossenen Regelkreis (300), in dem die Dämpfungsregelung eingesetzt wird,
eine Windsystemsteuerung (306) zum Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (302), wobei die Dämpfungsregelung zum Bedämpfen der niederfrequenten Schwingungen ein Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (302) unter Verwendung der Windsystemsteuerung (306) steuert,
die Dämpfungsregelung auf eine Regelstrecke ausgelegt ist, und die Regel- strecke umfasst
das elektrische Versorgungsnetz (302) oder einen Teil davon, das Windenergiesystem (304), oder einen Teil davon, und
die Windsystemsteuerung (306), oder einen Teil davon,
wobei die Dämpfungsregelung so ausgelegt wird, dass sie schwach ge- dämpfte Moden im geschlossenen Regelkreis (300) vermeidet und/oder schwach gedämpfte Moden der Regelstrecke im geschlossenen Regelkreis (300) bedämpft.
13. Windenergiesystem (304) nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass es dazu vorbereitet ist, ein Verfahren zum Steuern eines Windenergiesystems (304) und zum Bedampfen niederfrequenter Schwingungen gemäß einem der Ansprüche 1 bis 1 1 durchzuführen. 14. Windenergiesystem (304) nach Anspruch 12 oder 13, dadurch gekennzeichnet, dass
eine Speichereinheit (416) vorgesehen ist, um
für die Dämpfungsregelung mehrere Dämpfungsparametersätze und/oder mehrere Reglerstrukturen, die zur Auswahl bestimmt wurden, abzuspeichern und zum Betrieb bereitzuhalten, so dass
zum Betrieb des Windenergiesystems (304) aus den mehreren Dämpfungsparametersätzen bzw. Reglerstrukturen einer bzw. eine ausgewählt wird und im Betrieb des Windenergiesystems (304) zwischen ihnen gewechselt werden kann, und dass
- insbesondere eine Auswahlsteuerung vorgesehen ist, um in Abhängigkeit eines Auswahlkriteriums eine Auswahl aus den Dämpfungsparametersätzen bzw. Reglerstrukturen zu steuern.
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