WO2021115702A1 - Verfahren sowie stabilisierungsregler zum betreiben eines inselnetzes - Google Patents

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WO2021115702A1
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voltage
frequency
setpoint
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PCT/EP2020/081599
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Jörn Runge
Christian Feltes
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Rwe Renewables Gmbh
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    • Y04S10/123—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation the energy generation units being or involving renewable energy sources

Definitions

  • the subject matter relates to a method for operating an island network, in particular an island network of a wind park, in particular an offshore wind park.
  • the subject matter relates to a stabilization regulator set up to carry out the method.
  • a stable network frequency and voltage is usually necessary in order to be able to operate the participants.
  • the inverters that connect the generating device to the supply network often require an externally applied network frequency and voltage in order to be able to feed electrical power into the supply network.
  • electrical generators in particular those that are fed from renewable sources, can only be operated regularly if a stable network frequency and a stable voltage are specified.
  • the object of the subject matter was to provide a method for operating a subscriber in a stand-alone network, in which the stand-alone network is operated with a stable voltage and frequency.
  • a participant in an island network can in particular be a generating plant for electrical power. This can in particular be a system for generating electrical power from renewable sources.
  • a participant can in particular be a wind power plant (also called a wind power plant or wind turbine), a photovoltaic plant, a biogas plant, a CHP plant or the like.
  • a subscriber can be an electrical producer or an electrical load.
  • An electrical generator is, for example, a photovoltaic system or a wind turbine. Operation is described below with reference to a Wind turbine described, an analog application on inverters from other participants thus enclosed.
  • a load can, for example, be a piece of equipment in a wind power plant or a photovoltaic plant or a consumer in a transformer station or the like.
  • One or more participants can be operated together in a stand-alone network.
  • a participant is coupled with a stabilization controller.
  • An island network is, in particular, such an electrical network in which a plurality of participants are connected to one another, but in addition to which they are not connected to a (supra-regional) energy supply network.
  • An island network can be operated when a wind farm is being built, in particular before the wind farm is connected to the energy supply network.
  • An island network can also arise after a blackout if the voltage falls below a lower voltage limit for too long. If a wind farm or any other number of participants is disconnected from the energy supply network, this island network must continue to be operated or its operation must be restarted.
  • a stabilization regulator in the stand-alone network can in particular have an electrical storage device, in particular an electrical battery storage device, as well as a converter and / or a generator.
  • Storage and / or generator can be understood as electrical feeders.
  • the converter can electrically connect the storage system to the stand-alone grid.
  • a diesel generator can also be provided on the stabilization regulator.
  • the stabilization regulator can also have an additional load, for example an ohmic resistor.
  • the converter of the stabilization regulator can be controlled via a voltage control loop and / or a phase control loop described below and impress a frequency and / or a voltage and / or a phase in the island network.
  • the feeder is preferably connected to the stand-alone grid via the converter.
  • This island network is separable and connected to a supra-local electrical supply network. In the event of a power failure, it can make sense to disconnect the stand-alone grid from the supply network.
  • the participants e.g. the wind park or the solar park
  • it must be ensured that the consumers within the island grid that are necessary for this start-up are supplied with sufficient electrical power.
  • the participants must form a stable electrical network together with the feeder and strive for a target frequency
  • the stabilization regulator When rebuilding the island network and / or to connect the island network to the grid, the stabilization regulator provides a voltage and / or a frequency and / or a phase between current and voltage to the island grid, in particular on the busbar, but the specified phase position is not necessarily a phase position between Current and voltage, but can be a fixed reference phase angle for the network.
  • the specified phase position is not necessarily a phase position between Current and voltage, but can be a fixed reference phase angle for the network.
  • This enables the feeder to supply loads in the stand-alone grid.
  • network impedances between the busbar and a participant can be compensated. The participant is synchronized with the stabilization controller through the impressed frequency. The participant then feeds real power into the stand-alone grid.
  • the stabilization controller can be operated as a load and absorb active power.
  • a corresponding phase control can also cause the participants to consume active power in motor operation. If the participants who have already started up together with the feeder no longer adequately feed the loads, further participants can be switched on. Further loads and participants are gradually switched on so that the stand-alone grid is transferred / maintained in stable operation.
  • the feeder In order to feed active power into the stand-alone grid or to draw it as a load from the stand-alone grid, the feeder is coupled to the stand-alone grid via a stabilization controller.
  • the feeder can have at least one electrical store, for example a battery store and / or a generator.
  • the participants are coupled to the stabilization controller via the stand-alone grid.
  • the lines of the participants can be brought together on one or different busbars.
  • a frequency setpoint for the stabilization controller and / or a phase setpoint for the stabilization controller be at least dependent on a measured grid frequency of the stand-alone grid and / or a state of charge and / or an active power of the feeder is regulated in a phase-locked loop.
  • the stabilization regulator can have a phase locked loop.
  • the phase-locked loop can have a nominal power value, in particular a nominal active power value, as a reference variable.
  • This reference variable can be supplied from a voltage control loop with / without subordinate current control, in particular a d / q voltage control.
  • An intermediate circuit voltage regulator can be provided in the voltage control loop.
  • the DC link voltage regulator can be used to maintain the charge status of the feeder.
  • the DC link voltage regulator can use a voltage setpoint and an actual voltage value from the feeder.
  • a deviation of the reference variable from a measured actual active power value can be determined and this value can be fed to a controller, in particular an I controller.
  • a power setpoint for a participant can be determined from this.
  • the output of the controller in particular to limit a positive value if necessary, as a frequency component in a frequency control of the phase-locked loop.
  • An active and / or reactive component or a d component and a q component of a nominal voltage at the output of the stabilization regulator can be regulated in a voltage control loop depending on a state of charge of the feeder and / or a measured mains voltage on the stabilization regulator.
  • the stabilization regulator can also use a measured and a setpoint network voltage.
  • an impedance between an output of the stabilization regulator and a network node of the island network be determined, and that the active and / or reactive component or a d component and a q component of a target voltage is regulated for the stabilization regulator depending on the specific impedance in the voltage control loop.
  • a subordinate current control can be provided within the voltage control loop.
  • a control element can be dependent on the network impedance, in particular on the impedance between an output of the stabilization regulator and a network node. This enables voltage pre-control to take place.
  • the line impedance can furthermore depend on the reactance of the transformer of the feeder, the type of busbar, the line reactor and / or the cable between the stabilization regulator and / or the busbar.
  • a forward connection in the voltage control loop is dependent on the specific reactance.
  • the forward connection in the voltage control loop can also be a crossover between a q component and a d component in accordance with the Park transformation of the regulated voltage.
  • the regulation can in principle also in other coordinates or Component systems are implemented, such as the Clarke transformation (alpha, beta, 0) or the three components of the three-phase system (u, v, bj or the extended components according to Park transformation (d, q, 0), the voltage regulation can in particular using the control loop according to "New Control of Wind Turbines Ensuring Stable and Secure Operation Following Islanding of Wind Farms", I. Erlich et. AL, IEEE 2017. An active current setpoint for the phase-locked loop can be tapped from this voltage control for the participants.
  • a difference between the nominal voltage of the feeder and the actual voltage of the feeder can be routed via a PI controller and the output can be used as a q-component of a nominal current.
  • This output can be understood as the output of an intermediate circuit voltage regulator.
  • the output can on the one hand be used in the voltage control loop as a reference variable for a subordinate current control and on the other hand as a reference variable for a phase-locked loop.
  • a corresponding conversion can be used to determine an active power setpoint for the feeder on the phase-locked loop from the q-component of the setpoint current.
  • An active current setpoint value, in particular ad component of a setpoint current from the voltage control loop can thus be coupled into the phase locked loop.
  • a power setpoint or a frequency setpoint for the subscriber is output from the phase-locked loop via a communication link or that a power setpoint for the subscriber is output via a frequency setpoint for the stabilization controller.
  • the phase-locked loop can output a nominal power value or a nominal frequency value via a communication device.
  • This setpoint can be used by an inverter or converter on the subscriber to set a corresponding power.
  • the stabilization controller, in particular the converter a frequency can be impressed on the island network. This allows a
  • a frequency setpoint which can be output as a controlled variable on the phase-locked loop, is fed back.
  • the frequency setpoint at the output of the phase-locked loop can be fed back to the frequency setpoint for a participant. A difference from this can be used as a manipulated variable for the phase-locked loop.
  • phase setpoint for the stabilization controller be fed back in the phase locked loop.
  • the measured voltage around the converter can be transformed into a q component of the voltage using the feedback phase.
  • the stabilization regulator is operated taking into account an impedance between an output of a stabilization regulator and a network node of the island network.
  • a network node can be, for example, a busbar, in particular a medium-voltage busbar, on which the connections of several participants in the island network are brought together.
  • the impedance between the output of the stabilization regulator and the network node can be measured or calculated.
  • the impedance can be measured once before commissioning, at intervals during operation, in particular regularly or also once during operation.
  • the impedance can also be calculated from model parameters that result from the data sheets of the equipment involved, such as transformers, cables, switchgear, overhead lines, etc., which are located between the stabilization controller and the network node.
  • signals with one or different frequencies at the output of the stabilization regulator can be coupled in and a measurement can be made per frequency or per frequency band.
  • frequencies between 50 and 5 kHz, preferably between 50 and 2.5 kHz can be coupled in and a measurement can be made per frequency or per frequency band.
  • a measurement signal can be coupled in at the network node.
  • the stand-alone grid is regulated in a voltage-controlled manner; the setpoint voltage is set in particular at one or the defined network node.
  • the converter of the stabilization regulator is operated in such a way that destabilization tendencies, which result from the regulation of the wind turbines themselves, are counteracted.
  • the portion of the fed-in voltage in the direction of the d-axis results from a regulation of the amplitude of the mains voltage.
  • the portion of the fed-in voltage in the q-axis results from a regulation of the active power (or the intermediate circuit voltage) in the network.
  • At least the q-component of the voltage is indirectly via the fed-in current on Stabilization controller, i.e. the active power (or via the control of the
  • the impedance between the stabilization regulator and the network node is measured in particular for a fundamental frequency.
  • Harmonic components are preferably not taken into account.
  • the speed of the regulation of the stabilization regulator is preferably set so that it is decoupled from the participant's regulator.
  • the bandwidth of the frequency response of the stabilization regulator is selected to be greater than the bandwidth of the frequency response of at least one, preferably all, of the participants' converters.
  • the bandwidth of the stabilization regulator is in particular at least twice as large as the bandwidth of at least one converter of the subscribers. This results in the temporal decoupling of the two controllers.
  • Attenuators which are set to the most important natural frequencies of the system can be arranged within the stabilization regulator. In particular, this can be the resonance frequencies of the stand-alone network, taking into account one or all of the network impedances and the converters of the participants.
  • the attenuators are built into the control loops in such a way that they can cause both active and reactive power changes and can thus act in both axes of the d / q voltage regulation.
  • the attenuators can only act in one axis via the excitation device.
  • the bandwidth of the stabilization controller is greater than the bandwidth of the converter, preferably at least twice as large, controller oscillations between the stabilization controller and the converter of the participants are minimized. Controller oscillations between the inverters of the participants are minimized or suppressed by the fact that the stabilization controller acts like a stiff network with high short-circuit power due to its high bandwidth.
  • the stabilization regulator have at least one attenuator.
  • the stabilization controller can have a P, PI or PID controller.
  • a subordinate current regulation system can have a regulator without an I component.
  • the subordinate current regulation is essentially used to implement a current limitation so that overloading of the stabilization regulator due to overcurrents can be safely excluded.
  • the current regulators in the d- and q-axes are purely proportional regulators with a pre-control, which sets the steady-state output voltages of the regulator via the network impedance known (from the measurement or calculation) from the current setpoints by applying Ohm's law.
  • the proportional controllers in both axes only serve to compensate for a possible error in the specific network impedance and to improve the controller dynamics.
  • the current setpoints are determined from the output variables of the superimposed voltage and active power controllers. Since these are voltage components, the conversion can also be carried out using Ohm's law, taking into account the known network impedances and the voltage measured at the network node.
  • An attenuator can be dimensioned in such a way that it is adapted to the natural frequencies of the island network. Natural frequencies can result from the grid impedances and the converters of the wind turbines.
  • the attenuators are preferably arranged in both controller branches, i.e. in both the q and d branches, and thus act on both axes through changes in active and reactive power.
  • an attenuator be dependent on the impedance of the island network, in particular the impedance between the output of the stabilization regulator and the network node.
  • the attenuator can also be adapted to a transmission function of a converter of the subscriber.
  • the attenuators it is possible to minimize or avoid controller oscillations between the stabilization controller and the participant:
  • the different control speeds ensure that the stabilization controller acts like a rigid network towards the participants.
  • the stabilization regulator feed in active and / or reactive power.
  • the active and / or reactive power fed in can be influenced by the attenuator.
  • the stabilization regulator is operated at a fixed frequency and that an active power of the participant is changed by telecontrol technology as a function of a change in power at the participant.
  • the fixed nominal frequency of the stabilization controller this has no relation to the power balance in the stand-alone grid.
  • a regulation is necessary for the participants. If the participant's power fluctuates, for example due to gusts of wind or sudden load changes, the stabilization controller reacts briefly with an angle change in the applied voltage. As a result, the participant's output power can be reduced or increased depending on the direction of the change in power (including change in angle). This changed output power prevents the converter from being overloaded.
  • the stabilization regulator If the stabilization regulator is operated with a fixed frequency, the power of the participant cannot be adjusted by adjusting the frequency. It is therefore necessary that a Communication takes place between the stabilization controller and the participant. As part of this communication, a new power setpoint is sent to the
  • the adjustment of the output power at the stabilization regulator in the event of a power fluctuation of the participant is done by the fact that the voltage vector in the vector diagram follows the voltage vector of the participant, which is leading due to the increase in power or which is quickly ending due to a power reduction, with a minimum delay. If the participant's voltage vector hurries ahead, the lag of the voltage vector of the stabilization regulator results in a short-term
  • the stabilization controller can be operated with a variable frequency. Communication between the subscriber and the stabilization controller can then be dispensed with due to the frequency control. With the help of frequency control, active power control is possible without communication.
  • a lead lag compensator on the stabilization controller can briefly modify the active power output in such a way that it counteracts the change in frequency.
  • a lead lag compensator can also be implemented on the participant. For this purpose, for example, when the frequency is reduced, energy is briefly withdrawn from the inertia of the rotating component of the participant, for example the wind turbine drive train, as a result of which the speed is reduced. As a result, the wind turbine is operated briefly at a new operating point. After adjusting the pitch angle of the rotor blades, the speed is then increased again and the
  • the wind turbine returns to its optimal working point.
  • active power control within the stand-alone grid is possible both via communication and via frequency control.
  • a setpoint value for a converter of the subscriber can be dependent on a frequency and / or a power flow on the stabilization controller to be determined.
  • the setpoint can be permanently set on the stabilization controller.
  • the active power requirement of the stand-alone grid can be determined either from the frequency or from the power flow on the stabilization controller, and the setpoints for the individual wind turbines can be determined from this.
  • Output power of the participant is less than a maximum power of the stabilization regulator.
  • a load forecast be made taking into account typical load profiles of the consumers.
  • the load profiles can be dependent on environmental conditions, such as the outside temperature.
  • These load forecasts are set in the participants or specified via lookup tables.
  • the stand-alone network is then stabilized exclusively by the stabilization controller, since there is no communication between the stabilization controller and the subscriber and frequency control is not necessary. In exceptional cases, however, the subscriber must be switched on and / or off manually, especially if the load forecast is not adhered to.
  • the stabilization regulator acts as a slack bus.
  • the stabilization controller acts like a slack bus, so that the power flow at the associated converter is automatically changed Adapts to needs in the stand-alone grid.
  • the stabilization regulator maintains • the voltage amplitude and angle! stationary constant at a defined network node as long as it works within its current and voltage limits.
  • the stabilization regulator runs into its current or voltage limits, it automatically limits the output power or voltage so that the voltage and frequency in the island network can no longer be temporarily maintained.
  • a new operating point is set, which means. the stabilization controller can return to its normal operating range.
  • the reactive power of the individual participants can be set depending on the active power at the respective participant and / or the active power of the stabilization regulator.
  • a dependency between active and reactive power can be stored in a lookup table, so that a reactive power can be set corresponding to an active power.
  • the reactive power can take place via a control loop on the stabilization controller and reactive power measurement on the stabilization controller.
  • a setpoint specification for the respective participant can be made via communication from the stabilization controller to the participant.
  • the stabilization controller is designed for the basic frequency of the island network. Harmonics that can occur in stand-alone grid operation can be dampened by additional filters. Active compensation and / or damping of harmonics can also take place in the control loop of the stabilization controller.
  • the stabilization regulator is preferably provided in a container or standard container so that it can be used on the move for commissioning wind farms can be. It can be assumed that a mobile stabilization controller can be used in a variety of ways.
  • a stabilization controller may be necessary in particular for the commissioning of wind farms, as some wind farms have to be operated in the stand-alone grid before they are connected to the grid (e.g. if the grid connection is delayed), in particular to feed loads on the wind turbines, such as air conditioning, motors Lighting and the like.
  • the active power required for this is made available by the wind power plants, which are provided with a stable network by the stabilization controller.
  • the stabilization regulator can be brought to a new wind farm in the standard container.
  • a transformer in particular a medium-voltage transformer, a converter and a memory can be provided.
  • the transformer and / or converter can be provided for connection to the medium-voltage level.
  • a transformer of a diesel generator which is provided for the emergency power supply, can also be used.
  • An ohmic load can also be installed in the standard container in order to absorb power peaks.
  • the stabilization regulator provides a voltage and a frequency at a network node.
  • a network node is in particular a busbar via which the wind turbines are connected.
  • the stabilization regulator supplies loads and compensates for the reactive power requirement for the cable capacities and / or transformer inductances.
  • the cable capacitance to a first wind turbine can be compensated by the stabilization controller if the cable network is not compensated by compensation coils.
  • the stabilization regulator provides the voltage and frequency and supplies the loads that are necessary for start-up.
  • the first wind power plant is synchronized with the frequency of the island grid and feeds in real power.
  • the stabilization regulator serves as a load. After a first wind turbine has been started up, additional loads and wind turbines are added as loads. By connecting the loads, the active power of both the wind power plant and the storage unit can become too low, so that the next wind power plant is switched to generator mode in a timely manner, synchronized with the island grid and fed in active power. Even then, too much active power fed in is taken up again by the stabilization controller. This means that all the wind turbines in a wind farm can gradually be put into operation and feed their minimum active power into the island grid.
  • Fig. 1 shows a standard container with a stabilization regulator obsolete chen
  • FIG. 2 shows a wind farm with participants who are connected to a stabilization controller via a busbar
  • FIG. 3 shows a voltage control loop according to an exemplary embodiment
  • Fig. 4 shows a phase locked loop according to an embodiment.
  • FIG. 1 shows a standard container 2, for example a 20, 30 or 40 foot long container.
  • the container 2 is connected to a distribution network, in particular in a wind farm, via a connection 4.
  • the connection 4 is in particular a connection in the medium voltage level at a voltage level of 20 kV, 33 kV or 66 kV.
  • a stabilization regulator 6 is connected to the connection 4.
  • a control algorithm for a converter, which is also part of the stabilization controller 6, is stored in the stabilization controller 6.
  • the stabilization regulator 6 is connected to the connection 4 via an optional transformer 8, for example a medium-voltage transformer.
  • the stabilization regulator 6 is connected on the other side to a battery storage 10 and to an ohmic load 12.
  • the load 12 can be switched separately.
  • the load 12 can be connected in parallel to the battery storage device with the stabilization regulator 6.
  • a generator 14 can be provided.
  • the generator 14 can be used to charge the energy store 10 u and to bridge periods with a generation deficit (e.g. due to a long calm wind).
  • the load 12 can be connected on the three-phase side between the converter and transformer 8.
  • the generator 14 can also be connected directly to the stabilization controller 6.
  • the components described can all be arranged together completely or at least partially within the container 2.
  • FIG. 2 shows the container 2, which is connected with the connection 4 to a busbar 16 within an island network 20.
  • the island network 20 is formed in parts by the stabilization regulator 6 and the busbar 16 as well as wind turbines 22 connected to it.
  • Each of the wind turbines 22 has a generator with a connected load 22a.
  • the wind turbines 22 are also connected to one another with the busbar 16.
  • the stabilization regulator 6 is operated taking into account the impedance between the connection 4 and the busbar 16, so that it can carry out a voltage regulation.
  • the impedance is taken into account differently depending on the implementation variant.
  • the impedance is taken into account in the voltage limitation of the controller, which results in this the voltage limit from the product of the maximum permissible current and the impedance, which implements an indirect current limitation.
  • the impedance as described above, is first required to convert voltage setpoints into current values and then used in the current control in the precontrol.
  • control loops can be replaced or omitted if necessary.
  • the elements can be combined with one another as required.
  • FIG. 3 shows a voltage regulation of the stabilization regulator 6 as d / q regulation.
  • a reference voltage 26a and a measured voltage 26b are fed in as reference variables.
  • the reference voltage 26a results from the need for the memory 12 to have a minimum state of charge.
  • the measured voltage 26b can be measured at the output of the memory 12.
  • the difference value 26c is fed to a control element, for example a PI controller 28.
  • the output value 30 can be used as the d component of a current setpoint (and using the voltage as the active power setpoint) in a phase-locked loop, as described below.
  • a measured current component 31 d-of the component of the nominal current can be fed via an attenuator 32.
  • the amount of the difference can be limited.
  • the resulting current reference value 33 can, on the one hand, be conducted via a proportional controller 34, which is dependent on the ohmic resistance between the stabilization controller and the busbar, and output as a d component of the voltage 38.
  • the d component of the voltage 38 can also be limited in terms of amount.
  • the d component of the voltage 38 can be compensated for via an attenuator 40 and / or a measured voltage 42.
  • the resulting current reference value 33 can, on the other hand, be output via a pre-control 44, depending on the reactance of the transformer, the busbar, the choke coil and / or the line to the busbar as a proportion of the q component of the setpoint voltage 46.
  • the q component of the nominal voltage 46 can also be limited in terms of amount. Furthermore, the q component of the nominal voltage 46 can be compensated for via an attenuator 48.
  • the stabilization regulator 6 can have a measured line voltage 50a and a setpoint value for the line voltage 50b as further reference variables.
  • a difference value 52 can be carried out via a proportional controller 54.
  • a resulting voltage value 56 can be limited.
  • the resulting q-component of the setpoint current 56 can on the one hand be routed via a proportional regulator 34, which is dependent on the ohmic resistance between the stabilization regulator and the busbar, and output as a q component of the setpoint voltage 46.
  • the q component of the nominal voltage 46 can also be limited in terms of amount.
  • the q component of the setpoint voltage 46 can be compensated for via an attenuator 48.
  • the resulting current reference value 56 can, on the other hand, be output via a precontrol 44, which depends on the reactance of the transformer, the busbar, the choke coil and / or the line to the busbar as a proportion of the d component of the setpoint voltage 38.
  • the pre-controls 44 can be understood as a forward connection in the voltage control loop. These are cross-connected with the d and q components of the current control.
  • the d component of the setpoint current 30 can be fed to a phase-locked loop according to FIG. 4 using a setpoint voltage as the setpoint active power 60a.
  • a difference value from the target active power 60a and an actual active power 60b at the feeder can be conducted via a limiting I controller 62 with a maximum target frequency of the island network.
  • the output can be used as an additional component of a frequency control or communicated to the participants via telecontrol technology.
  • the frequency setpoint 64 can also be understood as a power setpoint for the subscriber.
  • a target frequency component 64 can be determined via the controller 62 from a difference between the target active power 60a and an actual active power 60b. If the output of the controller 62 is limited, e.g. B. between 0 and a maximum frequency deviation, the frequency component can be used to limit the power of the participants.
  • a setpoint frequency 66 is subtracted from a reference frequency 80. From the
  • a q component of the voltage which is fed to a measured q component of the voltage 72, is determined via a factor 82. If the active power is too high at the feeder, it can be supplied accordingly via the setpoint frequency component 64 via the controller 62.
  • the phase-locked loop can have a measured mains voltage 68 as a reference variable, which is transformed in block 70 into a coordinate system rotating with the mains frequency.
  • the q component 72 of the measured voltage results from this.
  • the coordinate transformation 70 is fed from the nominal phase 74 and the measured mains voltage 68.
  • the setpoint frequency 66 can be determined via a PI controller 84 and a setpoint phase 74 is determined via a further I controller 86.
  • the phase-locked loop described and the voltage-locked loop described are purely exemplary.

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Abstract

Verfahren zum Betreiben zumindest eines Teilnehmers in einem Inselnetz umfassend Koppeln zumindest eines Teilnehmer des Inselnetzes mit einem Stabilisierungsregler, Bestimmen einer Impedanz zwischen einem Ausgang des Stabilisierungsreglers und einem Netzknoten des Inselnetzes, Regeln der Spannung an dem Netzknoten mit Hilfe des Stabilisierungsreglers abhängig von der bestimmten Impedanz.

Description

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

Claims

P a t e n t a n s p r ü c h e
1. Verfahren zum Betreiben zumindest eines Teilnehmers in einem Inselnetz umfassend:
Koppeln eines elektrischen Einspeisers, insbesondere eines elektrischen Speichers und/oder eines Generators mit dem Inselnetz über einen Stabilisierungsregler,
Koppeln zumindest des Teilnehmers mit dem Stabilisierungsregler, dadurch gekennzeichnet, dass eine Frequenzsollwert für den Stabilisierungsregler und/oder ein Phasensollwert für den Stabilisierungsregler zumindest abhängig von einer gemessenen Netzfrequenz des Inselnetzes und/oder einem Ladezustand und/oder einer Wirkleistung des Einspeisers in einem Phasenregelkreis geregelt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass Wirk- und/oder Blindanteil, insbesondere d- und q-Komponenten einer Sollspannung am Ausgang des Stabilisierungsreglers abhängig von einem Ladezustand des Einspeisers und/oder einer gemessenen Netzspannung am Stabilisierungsregler in einem Spannungsregelkreis geregelt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass eine Impedanz zwischen einem Ausgang des Stabilisierungsreglers und einem Netzknoten des Inselnetzes bestimmt wird, dass der Wirk- und/oder Blindanteil, insbesondere d- und q-Komponenten der Sollspannung für den Stabilisierungsreglers abhängig von der bestimmten Impedanz in dem Spannungsregelkreis geregelt wird.
4. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass eine Vorwärtsaufschaltung im Spannungsregelkreis abhängig von der bestimmten Impedanz ist.
5. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein Wirkstromsollwert, insbesondere eine d Komponente eines Sollstroms aus dem Spannungsregelungskreis in den Phasenregelkreis eingekoppelt wird.
6. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass aus dem Phasenregelkreis ein Leistungssollwert für den Teilnehmer über eine Kommunikationsverbindung ausgegeben wird oder dass aus dem Phasenregelkreis ein Leistungssollwert für den Teilnehmer über den Frequenzsollwert für den Stabilisierungsregler ausgegeben wird.
7. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass in dem Phasenregelkreis ein Frequenzsollwert für den Stabilisierungsregler rückgekoppelt wird und/oder dass in dem Phasenregelkreis ein Phasensollwert für den Stabilisierungsregler rückgekoppelt wird.
8. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass in dem Phasenregelkreis aus der Differenz zwischen einem Leistungsistwert am Einspeiser und einem Leistungssollwert am Einspeiser ein erster Frequenzsollwert bestimmt wird und dass eine Differenz zwischen dem ersten Frequenzsollwert und dem rückgekoppelten Frequenzsollwert für den Stabilisierungsregler bestimmt wird.
9. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Impedanz für die Grundsehwingungsfrequenz gemessen wird.
10. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Bandbreite des Frequenzgangs des Stabilisierungsreglers größer ist als die Bandbreite des Frequenzgangs eines Umrichters des Teilnehmers.
11. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Stabilisierungsregler zumindest ein Dämpfungsglied aüfweist, und dass das Dämpfungsglied abhängig von der Impedanz und/oder einer Eigenfrequenz des Inselnetzes und/oder einer Übertragungsfunktion eines Umrichters des Teilnehmers ist, wobei die das Dämpfungsglied zumindest derart ist, dass der Stabilisierungsregler stabil ist.
12. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Stabilisierungsregler abhängig von dem Dämpfungsglied Wirk- oder Blindleistung einspeist
IS. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine Leistungsbilanz von Stabilisierungsregler und Teilnehmer per Leistungsmessung am Teilnehmer und Kommunikation zwischen dem Teilnehmer und dem Stabilisierungsregler geregelt wird.
14. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Stabilisierungsregler frequenzgeregelt ist wobei der Stabilisierungsregler einen Lead-Lag Kompensator aufweist.
15. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Lead-Lag Kompensator eine Wirkleistungsabgabe am Stabilisierungsregler derart modifiziert, dass diese der Frequenzänderung entgegen wirkt.
16. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine Ausgangsleistung des Teilnehmers geringer ist als eine maximale Leistung des Stabilisierungsreglers.
17. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Stabilisierungsregler als.Slack-Bus betrieben wird.
18. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine Blindleistung des Teilnehmers abhängig von einer Wirkleistung des Teilnehmers und/oder einer Wirkleistung des Stabilisierungsreglers eingestellt wird, insbesondere dass eine Abhängigkeit zwischen Wirk- und Blindleistung in einer Look-Up Tabelle hinterlegt werden.
19. Stabilisierungsregler zum Durchführen eines Verfahrens nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der Stabilisierungsregler zumindest in Teilen zusammen mit einem Mittelspannungstransformator und einem elektrischen Energiespeicher in einem
Standardcontainer verbaut ist.
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