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GEBIET DER ERFINDUNG
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Die vorliegende Offenbarung bezieht sich allgemein auf Windkraftanlagen und genauer auf ein System und ein Verfahren zur Reduzierung und/oder Verhinderung der Zunahme von Schwankungen in einer Windkraftanlage, die durch einen oder mehrere Netzfehler verursacht ist.
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HINTERGRUND DER ERFINDUNG
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Allgemein weist eine Windkraftanlage eine Turbine auf, die einen Rotor hat, der eine rotierbare Nabenanordnung mit einer Mehrzahl von Schaufeln enthält. Die Schaufeln wandeln Windenergie in ein mechanisches Drehmoment um, das einen oder mehrere Generatoren mittels des Rotors antreibt. Die Generatoren sind manchmal, aber nicht immer über ein Getriebe mit dem Rotor rotationsverbunden. Das Getriebe erhöht die an sich geringe Drehzahl des Rotors für den Generator, um die mechanische Rotationsenergie effizient in elektrische Energie umzuwandeln, die mittels zumindest einer elektrischen Verbindung in ein Versorgungsnetz gespeist wird. Es existieren auch getriebelose Direktantriebswindkraftanlagen. Der Rotor, der Generator, das Getriebe und anderen Komponenten sind typischerweise innerhalb eines Gehäuses oder eine Gondel angeordnet, die an der Spitze einer Basis positioniert ist, die ein Tragwerk oder ein rohrförmiger Turm sein kann.
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Um Energie an das Energieversorgungsnetz zu liefern, müssen Windkraftanlagen bestimmte Anforderungen erfüllen. Zum Beispiel kann es erforderlich sein, dass die Windkraftanlagen eine Netzfehlertoleranzeigenschaft (zum Beispiel Toleranz gegenüber Unterspannung) aufweist, was von der Windkraftanlage verlangt, dass sie mit dem Energieversorgungsnetz während eines oder mehrerer Netzfehler verbunden bleibt. Wie hierin verwendet, sind die Begriffe „Netzfehler“, „Fehler“ oder dergleichen dazu bestimmt, eine Änderung in der Größe der Netzspannung für eine bestimmte Zeitdauer zu umfassen. Zum Beispiel kann die Spannung in einem System um einen signifikanten Wert für eine kurze Zeit sinken (zum Beispiel typischerweise weniger als 500 Millisekunden), wenn ein Netzfehler auftritt. Außerdem können Netzfehler aus einer Vielzahl von Gründen auftreten, aufweisend aber nicht beschränkt auf einen Phasenleiter, der mit Masse verbunden ist (das hießt ein Massefehler), ein Kurzschluss zwischen zwei oder mehr Phasenleitern, Blitzschlag und/oder Stürme und/oder eine Übertragungsleitung, die unbeabsichtigt mit Masse verbunden wird.
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In der Vergangenheit, war es akzeptabel für eine Windkraftanlage, während dieser unbeabsichtigter Fehler sofort getrennt zu werden, sobald die Spannungsreduzierung auftrat. Jedoch, nachdem Windkraftanlagen kontinuierlich an Größe zunehmen und die Durchdringung von Windkraftanlagen in den Netzen zunimmt, ist es für die Windkraftanlagen wünschenswert, angeschlossen zu bleiben und solche Störungen zu durchlaufen. Außerdem ist es für die Windkraftanlagen auch wichtig, Energie zu erzeugen nachdem der Fehler behoben wurde. Daher verwenden viele moderne Netze automatisch wiedereinschaltende Verbindungsleitungen, die sofort sperren, nachdem ein Fehler erkannt wurde, um nachfolgend den fehlerbehafteten Abschnitt für einen kurzen Zeitraum (zum Beispiel ein bis zwei Sekunden) zu isolieren. Während der ursprüngliche Fehler ein Null- oder Unterspannungsereignis erzeugt, erlaubt die Isolierung des Fehlers (das heißt ab dem Sperren der Übertragungsleitung) die schnelle Erholung der Netzspannung). Mit dem automatisch wiedereinschaltenden Steuerschema kann jedoch die fehlerbehaftete Leitung wiederverbunden werden, bevor der Fehler beseitigt wurde und daher einen oder mehrere Nachfolgefehler verursachen. Solche Steuertechnologien können zu unerwünschten Schwankungen der Windkraftanlage führen, zum Beispiel im Antriebsstrang, wobei die Lebensdauer der Turbine negativ beeinträchtigt wird oder zu einer Abschaltung der Windkraftanlage führt.
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Daher ist es wünschenswert eine Windkraftanlage bereitzustellen, die eine verbesserte Fehlertoleranzfähigkeit aufweist, die die vorstehenden Probleme beseitigt. Zum Beispiel wäre eine Windkraftanlage vorteilhaft, die eine verbesserte Fehlertoleranzfähigkeit aufweist, die weniger Schwankungen von einem oder mehreren Netzfehlern in dem Energieversorgungsnetz erfährt.
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KURZE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
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Aspekte und Vorteile der Erfindung werden zum Teil in der nachfolgenden Beschreibung ausgeführt oder können aus der Beschreibung offenbart werden oder können durch das Ausführen der Erfindung in Erfahrung gebracht werden.
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Ein beispielhafter Aspekt der vorliegenden Offenbarung ist auf ein Verfahren zum Betreiben einer Windkraftanlage als Antwort auf einen oder mehrere Netzereignisse in einem Energieversorgungsnetz gerichtet. Das Verfahren enthält das Überwachen einer Netzspannung des Energieversorgungsnetzes mittels einem oder mehrerer Sensoren, um einen oder mehrere Netzereignisse zu detektieren, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten. Als Antwort auf das Detektieren von einem oder mehreren Netzereignissen, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten, ermittelt eine Steuereinrichtung einen Betriebsauffangpunkt für die Windkraftanlagenkomponente und stellt eine Drehmomentanforderung an die Windkraftanlagenkomponente, wenn der Betriebsauffangpunkt erreicht ist. Der Betriebsauffangpunkt kann eine Generatordrehzahl, eine Rotordrehzahl, eine Drehmomentanforderung, ein Drehmomentausgangswert, eine Generatorpositionsanforderung oder dergleichen sein. Außerdem kann die Drehzahl- oder Leistungsanforderung auf einer ursprünglichen Drehzahlanforderung basieren, die an der Windkraftanlagenkomponente wirksam war, bevor der eine oder die mehreren Netzereignisse aufgetreten sind. Daher kann das Anlegen der Drehmomentanforderung an die Windkraftanlagenkomponente dazu eingerichtet sein, Schwankungen der Komponente zu reduzieren, die durch das eine oder die mehreren Netzereignisse verursacht werden, um Schwankungen der Windkraftanlagenkomponente zu reduzieren.
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Bei einem Ausführungsbeispiel kann das Verfahren auch das Bestimmen des Betriebsauffangpunktes der Windkraftanlagenkomponente als eine Funktion eines Betriebssollwertes der Windkraftanlagenkomponente vor dem Auftreten des einen oder der mehreren Netzereignisse aufweisen. Zum Beispiel kann der Schritt des Ermittelns des Betriebsauffangpunktes der Windkraftanlagenkomponente in zusätzlichen Ausführungsbeispielen das Bestimmen einer Eigenfrequenz der Windkraftanlagenkomponente und das Ermitteln des Betriebsauffangpunktes als eine Funktion der Eigenfrequenz enthalten. Bei noch einem anderen Ausführungsbeispiel kann der Betriebsauffangpunkt unter Verwendung eines mathematischen oder eines Computer-Modells berechnet werden.
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Bei einem weiteren Ausführungsbeispiel kann der Schritt des Stellens der Drehmomentanforderung an die Windkraftanlagenkomponente, wenn der Betriebsauffangpunkt erreicht ist, außerdem einen Schritt des Hochlaufens eines Drehmoments der Windkraftanlagenkomponente mittels der Steuereinrichtung enthalten. Bei zusätzlichen Ausführungsbeispielen kann die Windkraftanlagenkomponente einen Generator und/oder eine Hauptwelle und/oder einen Rotor aufweisen.
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Bei noch einem anderen Ausführungsbeispiel können das eine oder die mehreren Netzereignisse ein in dem Energieversorgungsnetz auftretendes ungünstiges Spannungsereignis anzeigen. Zum Beispiel kann das ungünstige Spannungsereignis in verschiedenen Ausführungsbeispielen eine Unterspannungstoleranzereignis (LVRT), ein Nullspannungstoleranzereignis (ZVRT), ein Überspannungstoleranzereignis (HVRT) oder irgendein anderes Spannungsereignis aufweisen.
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Bei einem anderen Aspekt ist die vorliegende Offenbarung auf eine System zum Betreiben einer Windkraftanlage als Antwort auf ein oder mehrere Netzereignisse in einem Energieversorgungsnetz gerichtet. Das System enthält einen oder mehrere Sensoren, die dazu eingerichtet sind, eine Netzspannung des Energieversorgungsnetzes zu überwachen, um einen oder mehrere Netzereignisse, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten, zu detektieren. Als Antwort auf das Detektieren eines oder mehrerer Netzereignisse, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten, ist eine Steuereinrichtung des Systems dazu eingerichtet, einen Betriebsauffangpunkt für die Windkraftanlagenkomponente zu ermitteln und eine Drehmomentanforderung an die Windkraftanlagenkomponente anzulegen, wenn der Betriebsauffangpunkt erreicht ist, um Spannungen der Windkraftanlagenkomponente zu reduzieren. Außerdem kann der Betriebsauffangpunkt auf einem ursprünglichen Betriebsauffangpunkt der Windkraftanlagenkomponente vor dem Auftreten des einen oder der mehreren Netzereignisse basieren. Es sollte auch verstanden werden, dass das System außerdem irgendeinen der zusätzlichen Schritte und/oder Merkmale enthalten kann, wie sie hierin beschrieben sind.
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Bei irgendeinem Ausführungsbeispiel des Systems kann es vorteilhaft sein, dass der Betriebsauffangpunkt auf einem Betriebssollwert der Windkraftanlagenkomponente vor dem Auftreten des einen oder der mehreren Netzereignisse basiert.
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Bei irgendeinem Ausführungsbeispiel des Systems kann es vorteilhaft sein, dass die Steueraktion eine Drehmomentanforderung enthält, die auf einer ursprünglichen Drehmomentanforderung basiert, die an der Windkraftanlagenkomponente wirksam war, bevor das eine oder die mehreren Netzereignisse aufgetreten sind.
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Bei irgendeinem Ausführungsbeispiel des Systems kann es vorteilhaft sein, dass das Bestimmen des Betriebsauffangpunktes für die Windkraftanlagenkomponente außerdem aufweist:
Bestimmen einer Eigenfrequenz der Windkraftanlagenkomponente und Bestimmen des Betriebsauffangpunktes als eine Funktion der Eigenfrequenz.
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Bei irgendeinem Ausführungsbeispiel des Systems kann es vorteilhaft sein, wenn das Bestimmen des Betriebsauffangpunktes für die Windkraftanlagenkomponente außerdem die Verwendung eines mathematischen Models aufweist, um den Betriebsauffangpunkt zu berechnen.
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Bei irgendeinem Ausführungsbeispiel des Systems kann es vorteilhaft sein, dass der Betriebsauffangpunkt eine Generatordrehzahl und/oder eine Rotordrehzahl und/oder eine Drehmomentanforderung und/oder einen Drehmomentausgangswert und/ oder eine Generatorpositionsanforderung aufweist.
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Bei irgendeinem Ausführungsbeispiel des Systems kann es vorteilhaft sein, dass das eine oder die mehreren Netzereignisse ein ungünstiges Spannungsereignis, das in dem Energieversorgungsnetz auftritt, anzeigen.
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Bei irgendeinem Ausführungsbeispiel des Systems kann es vorteilhaft sein, dass das ungünstige Spannungsereignis ein Unterspannungstoleranzereignis (LVRT) und/oder ein Nullspannungstoleranzereignis (ZVRT) und/oder ein Überspannungstoleranzereignis (HVRT) aufweist.
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Bei irgendeinem Ausführungsbeispiel des Systems kann es vorteilhaft sein, dass die Windkraftanlagenkomponente einen Generator und/oder eine Hauptwelle und/oder einen Rotor aufweist.
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Bei noch einem anderen Aspekt ist die vorliegende Offenbarung auf ein Verfahren zur Steuerung von Schwankungen in einer Windkraftanlage gerichtet, die durch einen oder mehrere Netzereignisse in einem Energieversorgungsnetz verursacht sind. Zum Beispiel weist das Verfahren bei einem Ausführungsbeispiel das Überwachen eines aktuellen Drehmoments der Windkraftanlagenkomponente mittels einem oder mehrerer Sensoren auf, um ein oder mehrere Netzereignisse, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten, zu detektieren. Als Antwort auf das Detektieren eines oder mehrerer Netzereignisse, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten, enthält das Verfahren das Bestimmen eines Betriebsauffangpunktes für die Windkraftanlagenkomponente und das Stellen einer Drehmomentanforderung an die Windkraftanlagenkomponente, wenn der Betriebsauffangpunkt erreicht ist. Außerdem ist der Betriebsauffangpunkt auf einem Betriebssollwert der Windkraftanlagenkomponente vor dem Auftreten des einen oder der mehrerer Netzereignisse basiert. Es sollte auch verstanden werden, dass das Verfahren außerdem irgendeinen der zusätzlichen Schritte und/oder Merkmale enthalten kann, wie sie hierin beschrieben sind.
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Diese und andere Merkmale, Aspekte und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden besser mit Bezug auf die nachfolgende Beschreibung und die beigefügten Ansprüche verstanden werden. Die beigefügten Zeichnungen, die aufgenommen sind in und einen Teil dieser Beschreibung bilden, veranschaulichen Ausführungsbeispiele der Erfindung und dienen gemeinsam mit der Beschreibung der Erläuterung der Prinzipien der Erfindung.
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KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
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Eine vollständige und ausführbare Offenbarung der vorliegenden Erfindung, einschließlich der bevorzugten Ausführungsform davon, die sich an einen Durchschnittsfachmann richtet, wird in der Beschreibung weiter erläutert, die sich auf die beigefügten Figuren bezieht, bei denen:
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1 eine Ausführungsform eines Beispiels eines Windkraftanlagenenergiesystems gemäß der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht;
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2 ein Blockschaltbild eines Ausführungsbeispiels einer Steuereinrichtung veranschaulicht, die zur Verwendung mit dem in 1 gezeigten Windkraftanlagenenergiesystem geeignet ist;
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3 einen Graphen eines Ausführungsbeispiels einer Energieversorgungsnetzspannung entlang der Zeit gemäß der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht, wobei insbesondere mehrere Netzereignisse, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten, veranschaulicht sind;
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4 einen Graphen eines Ausführungsbeispiels eines Spannungsereignisses, das in dem Energieversorgungsnetz auftritt, gemäß der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht, wobei insbesondere die Generatordrehzahl und die Drehzahlanforderung sowohl vor als auch nach dem Spannungsereignis veranschaulicht sind.
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5 einen Graphen eines Ausführungsbeispiels von mehreren Netzereignissen, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten, gemäß der konventionellen Ausführung veranschaulicht, wobei insbesondere die Generatordrehzahl und die Drehmomentanforderung sowohl vor als auch nach dem Spannungsereignis veranschaulicht sind.
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6 einen Graphen eines Ausführungsbeispiels mehrerer Netzereignisse, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten, gemäß der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht, wobei insbesondere die Generatordrehzahl und die Drehmomentanforderung sowohl vor als auch nach dem Spannungsereignis veranschaulicht sind;
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7 ein Flussdiagramm eines Ausführungsbeispiels eines Verfahrens zur Reduzierung oder Vermeidung der Erhöhung von Schwankungen in einer Windkraftanlage gemäß der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht, die durch mehrere Netzfehler in einem Energieversorgungsnetz verursacht sind.
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DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
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Es wird nun im Detail Bezug genommen auf Ausführungsbeispiele der Erfindung, wobei ein oder mehrere Beispiele davon in den Zeichnungen veranschaulicht sind. Jedes Beispiel ist zur Erläuterung der Erfindung, nicht zur Beschränkung der Erfindung bereitgestellt. Tatsächlich wird den Fachleuten offenbart werden, dass verschiedene Modifikationen und Abwandlungen der vorliegenden Erfindung gemacht werden können, ohne vom Schutzbereich und dem Gedanken der Erfindung abzuweichen. Zum Beispiel können Merkmale, die als Teil eines Ausführungsbeispiels gezeigt oder beschrieben sind, in einem anderen Ausführungsbeispiel verwendet werden, um zu einem noch weiteren Ausführungsbeispiel zu gelangen. Daher ist es beabsichtigt, dass die vorliegende Erfindung auch solche Modifikationen und Abwandlungen umfasst, die innerhalb des Schutzbereichs der beigefügten Ansprüche und deren Äquivalente liegen.
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Allgemein ist die vorliegende Offenbarung auf ein System und ein Verfahren zur Reduzierung oder Vermeidung der Zunahme von Schwankungen in einer Windkraftanlage gerichtet, die durch einen oder mehrere Netzereignisse verursacht werden, die in einem Energieversorgungsnetz auftreten. Genauer überwachen in einem Ausführungsbeispiel ein oder mehrere Sensoren kontinuierlich die Netzspannung des Energieversorgungsnetzes, um Netzereignisse zu detektieren. Bei einem anderen Ausführungsbeispiel kann das System Netzereignisse unter Verwendung der aktuellen Drehmomentrückmeldung des Windkraftanlagengeneratorsystems detektieren. Als Antwort des Detektierens einer oder mehrerer Netzereignisse, ermittelt eine Steuereinrichtung einen Betriebsauffangpunkt für eine Windkraftanlagenkomponente (zum Beispiel den Windkraftanlagengenerator) und legt eine Drehmomentanforderung daran an, wenn der Betriebsauffangpunkt erreicht ist. Zum Beispiel ermittelt die Steuereinrichtung in einem Ausführungsbeispiel einen bestimmten Betriebsauffangpunkt für den Windkraftanlagengenerator und legt eine Drehmomentanforderung an, wenn dieser Betriebsauffangpunkt erreicht ist. Zusätzlich kann die Drehmomentanforderung auf einer ursprünglichen Drehmomentanforderung basieren, die an dem Generator wirksam war, bevor der eine oder die mehreren Netzereignisse aufgetreten sind. Daher verringert das Anlegen der Drehmomentanforderung Schwankungen, die in der Komponente durch einen oder mehrere Netzereignisse verursacht werden.
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Bezug nehmend nunmehr auf die Zeichnungen, veranschaulicht 1 ein Beispiel eines windangetriebenen doppeltgespeisten Asynchrongeneratorsystems 100 (DFIG) gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Offenbarung. Beispielhafte Aspekte der vorliegenden Offenbarung werden unter Bezugnahme auf die DFIG-Windkraftanlage 10 aus 1 zum Zwecke der Veranschaulichung und Erläuterung erklärt. Durchschnittsfachleute, die die hierin bereitgestellte Offenbarung verwenden, sollten verstehen, dass beispielhafte Aspekte der vorliegenden Offenbarung auch in anderen Energiesystemen, wie etwa Wind-, Solar,- Gasturbinen- oder anderen geeigneten Energieerzeugungssystemen verwendbar sind.
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In dem beispielhaften System 100, weist ein Rotor 106 eine Mehrzahl von Rotorblättern 108 auf, die mit einer drehbaren Nabe 110 verbunden sind und gemeinsam einen Propeller bilden. Der Propeller ist mit einem optionalen Getriebe 118 verbunden, das wiederum mit einem Generator 120 verbunden ist. In Übereinstimmung mit Aspekten der vorliegenden Offenbarung, kann der Generator 120 irgendein geeigneter Generator 120 sein, aufweisend, aber nicht beschränkt auf einen doppelt gespeisten Asynchrongenerator (DFIG) oder einen vollgespeisten Asynchrongenerator. Der Generator 120 ist typischerweise mit einem Statorbus 154 und mittels eines Rotorbusses 156 mit einem Leistungswandler 162 verbunden. Der Statorbus 154 stellt eine mehrphasige Ausgangsleistung (zum Beispiel dreiphasige Leistung) von einem Stator des Generators 120 bereit und der Rotorbus 156 stellt eine mehrphasige Ausgangsleistung (zum Beispiel dreiphasige Leistung) des Rotors des Generators 120 bereit.
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Bezug nehmend auf den Leistungswandler 162, ist der DFIG 120 mittels des Rotorbusses 156 mit einem rotorseitigen Wandler 166 verbunden. Der rotorseitige Wandler 166 ist mit einem leitungsseitigen Wandler 168 verbunden, der wiederum mit einem leitungsseitigen Bus 188 verbunden ist. Bei beispielhaften Ausführungen sind der rotorseitige Wandler 166 und der leitungsseitige Wandler 168 für den normalen Betriebsmodus für eine dreiphasige Pulsweitenmodulation(PWM)-Anordnung eingerichtet, unter Verwendung von Bipolartransistor-Schaltelementen mit isoliertem Gate (IGBT). Der rotorseitige Wandler 166 und der leitungsseitige Wandler 168 können durch einen Gleichspannungszwischenkreis 136 verbunden sein, über den der Gleichspannungszwischenkreiskondensator 138 geschaltet ist.
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Das Energiesystem 100 kann auch eine Steuereinrichtung 174 aufweisen, die dazu eingerichtet ist, den Betrieb der verschiedenen Komponenten des Systems 100 zu steuern, sowie irgendwelche Verfahrensschritte, wie sie hierin beschrieben sind, zu implementieren. Daher kann die Steuereinrichtung 174 irgendeine Anzahl von Steuereinheiten aufweisen. Bei einer Ausführungsform, wie sie in 2 gezeigt ist, kann die Steuereinrichtung 174 einen oder mehrere Prozessor(en) 176 und zugeordnete Speichereinrichtung(en) 178 aufweisen, die dazu eingerichtet sind, eine Vielzahl von computerimplementieren Funktionen und/oder Befehlen auszuführen (zum Beispiel Ausführen der Verfahren, Schritte, Berechnungen und dergleichen und Speichern von relevanten Daten, wie sie hierin beschrieben sind). Wenn sie durch den Prozessor 176 ausgeführt werden, können die Befehle den Prozessor 176 dazu veranlassen, Operationen auszuführen, aufweisend das Bereitstellen von Steuerbefehlen für die verschiedenen Systemkomponenten. Außerdem kann die Steuereinrichtung 174 ein Kommunikationsmodul 180 aufweisen, um eine Kommunikation zwischen der Steuereinrichtung 174 und den verschiedenen Komponenten des Energiesystems 100 zu ermöglichen, zum Beispiel irgendeine von den Komponenten aus 1. Ferner kann das Kommunikationsmodul 180 eine Sensorschnittstelle 182 aufweisen (zum Beispiel eine oder mehrere Analog-Digital-Wandler) um den Signalen, die von einem oder mehreren Sensoren übertragen werden, zu ermöglichen, in Signale umgewandelt zu werden, die durch die Prozessoren 176 verstanden und verarbeitet werden können. Es sollte verstanden werden, dass die Sensoren (zum Beispiel Sensoren 181, 183, 185) kommunikationsverbunden sein können, mit dem Kommunikationsmodul 180 unter Verwendung von irgendwelche geeigneten Mitteln. Zum Beispiel sind die Sensoren 181, 183, 185 mit der Sensorschnittstelle 182 über eine drahtgebundene Verbindung verbunden, wie es dargestellt ist. Jedoch können die Sensoren 181, 183, 185 mit der Sensorschnittstelle 182 bei anderen Ausführungsbeispielen mittels einer drahtlosen Verbindung verbunden sein, wie etwa unter Verwendung von irgendeinem geeigneten drahtlosen Kommunikationsprotokoll, wie es auf dem Gebiet bekannt ist. Als solcher kann der Prozessor 176 dazu eingerichtet sein, ein oder mehrere Signale von den Sensoren zu empfangen.
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Wie hierin verwendet, kann der Begriff „Prozessor“ sich nicht nur auf integrierte Schaltkreise beziehen, wie sie auf dem Gebiet auf einem Computer enthalten sind, sondern bezieht sich auch auf Controller, einen Mikrocontroller, einen Mikrocomputer, eine programmierbare logische Steuerung (PLC), einen anwenderspezifischen integrierten Schaltkreis und andere programmierbare Schaltkreise. Der Prozessor 176 ist auch dazu eingerichtet, hochentwickelte Steueralgorithmen zu verarbeiten und mit einer Vielzahl von Ethernet- oder seriell-basierten Protokollen (Modbus, OPC, CAN, usw.) zu kommunizieren. Außerdem kann bzw. können die Speichereinrichtung(en) 178 allgemein ein Speicherelement bzw. Speicherelemente aufweisen, enthaltend, aber nicht beschränkt auf ein computerlesbares Medium (zum Beispiel Zugriffsspeicher (RAM)), computerlesbare nicht-flüchtige Medien (zum Beispiel Flashspeicher), eine Diskette, einen Compaktdisc-Lesespeicher (CD-ROM), eine magneto-optische Disk (MOD), eine Digital-Versatile-Disc (DVD) und/oder andere geeignete Speicherelemente. Solche Speichereinrichtung(en) 178 können allgemein dazu eingerichtet sein, computerlesbare Befehle zu speichern, die, wenn sie durch den bzw. die Prozessor(en) 176 implementiert werden, die Steuereinrichtungen 174 dazu konfigurieren, die verschiedenen Funktionen auszuführen, wie sie hierin beschrieben sind.
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Während des Betriebs wird die Wechselspannungsleistung (AC), die durch den DFIG 120 durch die Drehung des Rotors 106 bereitgestellt wird, mittels eines dualen Pfades an ein elektrisches Netz 160 geliefert. Die dualen Pfade sind durch den Statorbus 154 und den Rotorbus 156 gebildet. An der Rotorbusseite 156, wird eine sinusförmige mehrphasige (zum Beispiel dreiphasiger) Wechselspannungsleistung für den Leistungswandler 162 bereitgestellt. Der rotorseitige Leistungswandler 166 wandelt die von dem Rotorbus 156 bereitgestellte Wechselspannungsleistung in eine Gleichspannungsleistung (DC) um und stellt die Gleichspannungsleistung dem Gleichspannungszwischenkreis 136 bereit. Die Schaltelemente (zum Beispiel IGBTs), die in Brückenkreisen des rotorseitigen Leistungswandlers 166 verwendet werden, können moduliert werden, um die von dem Rotorbus 156 bereitgestellte Wechselspannungsleistung in eine Gleichspannungsleistung umzuwandeln, die für den Gleichspannungszwischenkreis 136 geeignet ist.
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Der leitungsseitige Wandler 168 wandelt die Gleichspannungsleistung an dem Gleichspannungszwischenkreis 136 in Wechselspannungsausgangsleistung um, die für das elektrische Netz 160 geeignet ist. Insbesondere können Schaltelemente (zum Beispiel IGBTs) die in Brückenkreisen des leitungsseitigen Leistungswandlers 168 verwendet werden, moduliert werden, um die Gleichspannungsleistung an dem Gleichspannungszwischenkreis 136 in eine Wechselspannungsleistung an dem leitungsseitigen Bus 188 umzuwandeln. Die Wechselspannungsleistung von dem Leistungswandler 162 kann mit der Leistung von dem Stator des DFIG 120 kombiniert werden, um eine mehrphasige Leistung (zum Beispiel dreiphasige Leistung) bereitzustellen, die eine Frequenz hat, die im Wesentlichen an der Frequenz des elektrischen Netzes 160 (zum Beispiel 50Hz/60Hz) gehalten wird.
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Verschiedene Leistungsschalter oder Schalter, wie etwa ein Wandlerschalter 186, können in dem Energiesystem 100 enthalten sein, um entsprechende Busse zu verbinden oder trennen, zum Beispiel, wenn der Stromfluss übermäßig ist und Komponenten des Systems 100 beschädigen kann oder aus anderen Betriebserwägungen. Zusätzliche Schutzkomponenten können auch in dem Energiesystem 100 enthalten sein.
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Noch Bezug nehmend auf 1 kann das Energiesystem 100 auch ein Batterieenergiespeichersystem (BESS) 200 enthalten, das mit dem Leistungswandler 162 verbunden ist. Genauer, wie es in dem veranschaulichten Ausführungsbeispiel gezeigt ist, kann das BESS 200 parallel mit dem Gleichspannungszwischenkreis 136 des Leistungswandlers 162 geschaltet sein. Das Batterieenergiespeichersystem 200 kann dazu verwendet werden, dem Gleichspannungszwischenkreis 236 unter bestimmten Bedingungen Leistung bereitzustellen. Zum Beispiel kann das BESS 200 dazu verwendet werden, Leistung für den Gleichspannungszwischenkreis 136 bereitzustellen, um die Ausgangsleistung des Energiesystems 100 zu erhöhen, wenn die Windgeschwindigkeit sinkt. Leistung kann während des Betriebs des Energiesystems 100 geliefert und in dem BESS 200 gespeichert werden.
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Die Sensoren 181, 183, 185, wie sie hierin beschrieben sind, sind dazu eingerichtet, eine Netzspannung des Energieversorgungsnetzes 160 kontinuierlich zu überwachen. Zum Beispiel ist ein Netzspannungssignal 202 des Energieversorgungsnetzes (Y-Achse) über der Zeit (X-Achse) veranschaulicht, wie sie in dem Graphen in 3 gezeigt ist. Während des Betriebs des Energiesystems 100, wenn das Energieversorgungsnetz 160 einen oder mehrere Netzereignisse oder Fehler 204, 206, 208 erfährt, ist das Netz 160 dazu eingerichtet, ein automatisches Wiedereinschalten der Übertragungsleitungen unmittelbar folgend auf den bzw. die Netzfehler und das nachfolgende Isolieren des fehlerhaften Bereichs für eine kurze Zeitdauer (zum Beispiel D1, D2, und D3) zu verwenden. Zum Beispiel, wie es in 3 gezeigt ist, erzeugt der ursprüngliche Fehler 204 ein Null-/Unterspannungsereignis und das Isolieren des Fehlers 204 erlaubt das schnelle Erholen der Netzspannung. Mit dem Schema des automatischen Widereinschaltens kann der zuvor fehlerbehaftete Bereich jedoch wieder an das Netz 160 angeschlossen werden, auch wenn der Fehler noch zu beseitigen ist, wodurch nachfolgende Null-/Unterspannungsereignisse 206, 208 verursacht werden. Daher verbessert die vorliegende Offenbarung die Fehlertoleranzfähigkeit der Windkraftanlage 100 derart, dass die Turbine 100 in der Lage ist, durch zumindest drei Netzereignisse 204, 206, 208 zu fahren mit einer Lücke von 1,5 Sekunden zwischen den Sperrungen und dem Beginn des nächsten Ereignisses, wie es gezeigt ist. Zusätzlich kann die Spannung für jedes der Netzereignisse 204, 206, 208 als auf 80% der nominalen Netzspannung vor einem weiteren Wiedereinschaltereignis erholt und als auf 0% während des Wiedereinschaltens gefallen betrachtet werden.
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Die Steuereinrichtung 174 ist dazu eingerichtet, nach dem Auftreten von einem oder mehreren Netzereignissen (zum Beispiel wie etwa solchen, die in 3 veranschaulicht sind), eine Steuerlogik zu implementieren, um Schwankungen in dem Windkraftanlagenantriebsstrang zu reduzieren, die durch die Netzfehler in dem Energieversorgungsnetz 160 verursacht werden können. Zum Beispiel ist die Steuereinrichtung 174 dazu eingerichtet, einen „Betriebsauffangpunkt“ für die Windkraftanlagenkomponente (zum Beispiel den Generator 120) zu ermitteln. Genauer, wie in 4 gezeigt, kann der Betriebsauffangpunkt 300 einem bestimmten Generatordrehzahlwert 302 entsprechen. Bei noch weiteren Ausführungsbeispielen kann der Betriebsauffangpunkt irgendeinem geeigneten Betriebszustand zu einem bestimmten Zeitpunkt entsprechen. Zum Beispiel wird die Generatordrehzahl 302 beim veranschaulichten Ausführungsbeispiel kontinuierlich überwacht und wenn ein Netzereignis detektiert wird, „fängt“ die Steuereinrichtung 174 die Generatordrehzahl, die nahe mit der Generatordrehzahl des Generators 120 übereinstimmt, ein, bevor das Ereignis aufgetreten ist. Zusätzlich kann der Auffangpunkt 300 unter Verwendung einer Vielzahl von Verfahren ermittelt werden. Zum Beispiel kann bei einem Ausführungsbeispiel, wenn die Resonanzfrequenz (zum Beispiel die Eigenfrequenz) der Windkraftanlagenkomponente (zum Beispiel des Generators 120) bekannt ist, kann der Auffangpunkt 300 eine Funktion der Resonanzfrequenz sein. Genauer kann der Auffangpunkt 300 gleich dem Kehrwert der Resonanzfrequenz sein, nach dem das Ereignis auftritt. Bei einem anderen Ausführungsbeispiel können die Sensoren 181, 183, 185 den optimalen Auffangpunkt 300 basierend auf einen Betriebspunkt detektieren (zum Beispiel kann das Drehmoment an der Hauptquelle direkt gemessen und zu der Zeit angelegt werden, wenn die geringste Schwankungszunahme erwartet wird). Bei noch weiteren Ausführungsbeispielen kann die Steuereinrichtung 174 den Auffangpunkt unter Verwendung von mathematischen oder Computer-Modellen ermitteln oder schätzen. Zum Beispiel kann die Steuereinrichtung 174 bei einem Ausführungsbeispiel ein mathematisches Modell des Antriebsstranges enthalten. Ein solches Modell kann ein oder mehrere Signale aus der Umgebung verwenden, zum Beispiel die Generatordrehzahl, das Drehmoment, die Temperatur, usw., um den Betriebsauffangpunkt 300 zu berechnen.
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Die Steuereinrichtung 174 kann dann eine Steueraktion (zum Beispiel eine Drehmomentanforderung) für die Windkraftanlagenkomponente (zum Beispiel den Generator 120) implementieren, wenn der Auffangpunkt 300 erreicht ist. Die Steueraktion kann irgendeine geeignete Steueraktion sein, um die Schwankungen des Windkraftanlagenkomponente zu reduzieren, aufweisend, aber nicht beschränkt auf eine bestimmte Drehmomentanforderung, eine Winkeleinstellung, eine Giereinstellung, ein Drehzahlsollwert oder dergleichen. Genauer, wie es in 4 gezeigt ist, legt die Steuereinrichtung 174 die Drehmomentanforderung an den Generator 120 an, die an dem Generator 120 wirksam war, bevor das Netzereignis aufgetreten ist, wenn der Auffangpunkt erreicht ist (Linie 308). Genauer fällt das Drehmoment, nachdem das Netzereignis auftritt (das heißt nach TDEL) und die Steuereinrichtung 174 veranlasst das Hochlaufen des Drehmoments 308 der Wandlereinheit (CU INTERNAL) entsprechend der Drehmomentanforderung 306 der Steuereinrichtung 174 oder des PLC (das heißt des Programmierbaren Logischen Controllers). Bei bestimmten Ausführungsbeispielen basiert die Drehmomentanforderung 306 auf einer ursprünglichen Drehmomentanforderung, die an der Windkraftanlagenkomponente wirksam war, bevor das eine oder die mehreren Netzereignisse aufgetreten sind. Außerdem repräsentiert TCU SRL, wie gezeigt, einen Anstiegsgeschwindigkeitsbegrenzer (SRL) innerhalb der Wandlereinheit, wobei T die Zeit ist, die benötigt wird, um wegen des SRL von dem aktuellen Drehmoment zu dem Wert am Betriebsauffangpunkt 300 zu gelangen.
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Nunmehr Bezug nehmend auf die 5 und 6, sind eine Mehrzahl von Graphen veranschaulicht, die insbesondere die Generatordrehzahlschwankung und die Drehmomentanforderung sowohl vor, als auch nach dem Auftreten von mehreren Netzereignissen in dem Energieversorgungsnetz 160 veranschaulichen. Genauer zeigt jeder Graph jeweils die Schwankung 214, 314 und die Amplitude 210, 310 des Generators 120, vor und nach dem Auftreten der Netzereignisse 204, 206, 206. 5 veranschaulicht die Generatordrehzahlschwankung 210 und die Drehmomentanforderung 212 vor und nach dem Auftreten von mehreren Netzereignissen in dem Energieversorgungsnetz 160 entsprechend der konventionellen Ausführung, während 6 die Generatordrehzahlschwankung 310 und die Drehzahlanforderung 312 vor und nach dem Spannungsereignis entsprechend der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht, um verschiedene Vorteile der vorliegenden Offenbarung zu veranschaulichen. Wie gezeigt, führt die konventionelle Ausführung nach 5 zu Antriebsstrangvibrationen, die die Windkraftanlage abschalten können und negative Auswirkungen auf deren Lebensdauer haben. Außerdem ist die Schwankung 214 des Generators der konventionellen Ausführung (5) nach dem Auftreten der Netzereignisse 204, 206, 208 merklich höher als die Schwankung 314 des Generators 214 des Generators entsprechend der vorliegenden Offenbarung (6).
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Nunmehr Bezug nehmend auf 7 ist ein Flussdiagramm eines Ausführungsbeispiel eines Verfahrens 400 zur Reduzierung von Schwankungen in einer Windkraftanlage gemäß der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht, die durch mehrfache Netzereignisse in einem Energieversorgungsnetz verursacht werden. Wie gezeigt enthält das Verfahren 400 das Überwachen einer Netzspannung des Energieversorgungsnetzes, um einen oder mehrere Netzereignisse, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten, zu detektieren (Schritt 402). Bei einem anderen Ausführungsbeispiel können die Sensoren das Drehmoment des Generators überwachen, um ein oder mehrere Netzereignisse zu detektieren. Die Steuereinrichtung ist dazu eingerichtet, dann einen Auffangpunkt für eine Windkraftanlagenkomponente zu ermitteln (Schritt 406), wenn ein Netzereignis bzw. Netzereignisse detektiert werden (Schritt 404). Zum Beispiel ermittelt die Steuereinrichtung in einem Ausführungsbeispiel einen Auffangpunkt für die Generatordrehzahl. Zusätzlich legt die Steuereinrichtung eine Drehzahlanforderung an die Windkraftanlagenkomponente (zum Beispiel den Generator) an, wenn der Auffangpunkt erreicht ist (Schritt 408), um Schwankungen in der Windkraftanlage (das heißt innerhalb des Generators) zu reduzieren. Außerdem basiert die Drehmomentanforderung auf einer ursprünglichen Drehmomentanforderung, die an der Windkraftanlagenkomponente wirksam war, bevor der eine oder die mehreren Netzereignisse aufgetreten sind.
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Beispielhafte Ausführungsformen einer Windkraftanlage, einer Steuereinrichtung für eine Windkraftanlage und Verfahren zur Steuerung einer Windkraftanlage sind vorstehend im Detail beschrieben. Die Verfahren, die Windkraftanlage und die Steuereinrichtung sind nicht auf die spezifischen Ausführungsbeispiele beschränkt, die hierin beschrieben sind, sondern vielmehr können Komponenten der Windkraftanlage und/oder die Steuereinrichtung und/oder Schritte der Verfahren unabhängig und separat von anderen hierin beschriebenen Komponenten und/oder Schritten verwendet werden. Zum Beispiel können die Steuereinrichtung und die Verfahren auch in Kombination mit anderen Windkraftanlagen-Energiesystemen und Verfahren verwendet werden und sind nicht darauf beschränkt nur mit den Energiesystemen ausgeübt zu werden, wie sie hierin beschrieben sind. Vielmehr kann die beispielhafte Ausführungsform in Verbindung mit vielen anderen Windkraftanlagen oder Energiesystemanwendungen implementiert und verwendet werden, wie etwa Solarenergiesystemen.
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Obwohl spezifische Merkmale und verschiedene Ausführungsbeispiele der Erfindung in einigen Zeichnungen und nicht in anderen gezeigt sein können, ist dies lediglich der Einfachheit halber. In Übereinstimmung mit den Prinzipien der Erfindung kann irgendein Merkmal einer Zeichnung in Kombination mit irgendeinem Merkmal von irgendeiner anderen Zeichnung in Bezug genommen und/oder beansprucht werden.
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Die schriftliche Beschreibung verwendet Beispiele, um die Erfindung zu offenbaren, enthaltend das bevorzugte Ausführungsbeispiel, und auch um irgendeinen Fachmann in die Lage zu versetzen, die Erfindung auszuführen, einschließlich der Herstellung und der Verwendung irgendwelcher Einrichtungen oder Systeme und des Ausführens irgendeines beinhalteten Verfahrens. Der patentierbare Schutzbereich der Erfindung ist durch die Ansprüche definiert und kann andere Beispiele enthalten, die den Fachleuten offenbar werden. Solche anderen Beispiele sind dazu bestimmt innerhalb des Schutzbereichs der Ansprüche zu liegen, wenn sie strukturelle Elemente enthalten, die nicht von dem Wortlaut der Ansprüche abweichen oder wenn sie äquivalente strukturelle Elemente enthalten mit nicht substanziellen Unterschiedenen vom Wortlaut der Ansprüche.
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Die vorliegende Offenbarung ist auf ein System und ein Verfahren zum Betreiben einer Windkraftanlage als Antwort auf ein oder mehrere Netzereignisse oder Fehler gerichtet, die in einem Energieversorgungsnetz auftreten. Das Verfahren enthält das Überwachen einer Netzspannung des Energieversorgungsnetzes mittels einer oder mehrere Sensoren, um ein oder mehrere Netzereignisse zu detektieren, die in dem Energieversorgungsnetz auftreten. Als Antwort auf das Detektieren von wenigstens einem Netzereignis, ermittelt eine Steuereinrichtung einen Betriebsauffangpunkt für die Windkraftanlagenkomponente und legt eine Drehmomentanforderung an die Windkraftanlagenkomponente an, wenn der Betriebsauffangpunkt erreicht ist. Außerdem kann die Drehzahlanforderung auf einer ursprünglichen Drehzahlanforderung basieren, die an der Windkraftanlagenkomponente wirksam war, bevor das eine oder die mehreren Netzereignisse aufgetreten sind. Somit ist das Anlegen der Drehmomentanforderung an die Windkraftanlagenkomponente dazu eingerichtet, Schwankungen zu reduzieren, die in der Komponente auftreten, verursacht durch den einen oder die mehreren Netzereignisse. BEZUGSZEICHENLISTE
| Bezugszeichen | Komponente |
| 100 | Windkraftanlagenenergiesystem |
| 106 | Rotor |
| 108 | Rotorblätter |
| 110 | Drehbare Nabe |
| 118 | Optionales Getriebe |
| 120 | DFIG |
| 136 | Gleichspannungszwischenkreis |
| 138 | Gleichspannungszwischenkreiskondensator |
| 144 | Positiver Anschluss |
| 146 | Negativer Anschluss |
| 154 | Statorbus |
| 156 | Rotorbus |
| 160 | Elektrisches Netz |
| 162 | Leistungswandler |
| 166 | Rotorseitiger Wandler |
| 168 | Leitungsseitiger Leistungswandler |
| 174 | Steuereinrichtung |
| 176 | Prozessor(en) |
| 178 | Speichereinrichtung(en) |
| 180 | Kommunikationsmodul |
| 181 | Sensor |
| 182 | Sensorschnittstelle |
| 183 | Sensor |
| 185 | Sensor |
| 186 | Wandlerschalter |
| 188 | Leitungsseitiger Bus |
| 200 | Energiespeichersystem |
| 202 | Netzspannung |
| 204 | Netzereignis |
| 206 | Netzereignis |
| 208 | Netzereignis |
| 210 | Generatordrehzahlsignal |
| 212 | Drehmomentsignal |
| 214 | Schwankung des Generators |
| 300 | Betriebsauffangpunkt |
| 302 | Generatordrehzahl |
| 304 | Spannung |
| 306 | Drehmomentanforderung PLC |
| 308 | Drehmomentanforderung CU Int |
| 310 | Generatordrehzahlsignal |
| 312 | Drehmomentsignal |
| 314 | Schwankung des Generators |
| 400 | Verfahren |
| 402 | Verfahrensschritt |
| 404 | Verfahrensschritt |
| 406 | Verfahrensschritt |
| 408 | Verfahrensschritt |
