WO2009049822A2 - Windenergieanlagen mit regelung für netzfehler und betriebsverfahren hierfür - Google Patents

Windenergieanlagen mit regelung für netzfehler und betriebsverfahren hierfür Download PDF

Info

Publication number
WO2009049822A2
WO2009049822A2 PCT/EP2008/008545 EP2008008545W WO2009049822A2 WO 2009049822 A2 WO2009049822 A2 WO 2009049822A2 EP 2008008545 W EP2008008545 W EP 2008008545W WO 2009049822 A2 WO2009049822 A2 WO 2009049822A2
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
network
wind
wind energy
plant according
energy plant
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/EP2008/008545
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
WO2009049822A3 (de
Inventor
Jens Fortmann
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Senvion GmbH
Original Assignee
Repower Systems SE
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Repower Systems SE filed Critical Repower Systems SE
Priority to EP08802851.9A priority Critical patent/EP2198497B1/de
Priority to US12/682,438 priority patent/US8378515B2/en
Priority to CN2008801202906A priority patent/CN101897098B/zh
Priority to DK08802851.9T priority patent/DK2198497T3/da
Priority to ES08802851T priority patent/ES2812255T3/es
Publication of WO2009049822A2 publication Critical patent/WO2009049822A2/de
Publication of WO2009049822A3 publication Critical patent/WO2009049822A3/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
    • F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
    • F03D9/255—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator connected to electrical distribution networks; Arrangements therefor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
    • F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
    • F03D9/255—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator connected to electrical distribution networks; Arrangements therefor
    • F03D9/257—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator connected to electrical distribution networks; Arrangements therefor the wind motor being part of a wind farm
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/40—Synchronisation of generators for connection to a network or to another generator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/337—Electrical grid status parameters, e.g. voltage, frequency or power demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2101/00—Supply or distribution of decentralised, dispersed or local electric power generation
    • H02J2101/20—Dispersed power generation using renewable energy sources
    • H02J2101/28—Wind energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Definitions

  • the invention relates to a wind energy plant with a generator driven by a wind rotor and a converter for generating electrical energy, which is fed into a network, and a control device.
  • Short circuits can lead to islanding.
  • the voltage, frequency and phase are no longer synchronized with the corresponding parameters of the main network. This can lead, in particular when restarting after clarification of the network fault, in that high compensation currents flow, as a result of which overloading or damage to components can occur.
  • high compensation currents flow, as a result of which overloading or damage to components can occur.
  • conventional power plants with synchronous generators the risk that the deviations of the island grid are so large that the generator tilts when connected to the rest of the net.
  • Wind turbines are often provided at sites with high wind supply and low population density. In many cases, this requires a connection of the wind turbines over relatively long and only slightly meshed foothills of a power transmission network. Due to this arrangement wind turbines are relatively easily affected by islanding of the network in case of failure. This applies both to standalone wind turbines as well as to several combined wind farm to a wind farm.
  • Wind turbines are located in the island grid, so it is easy for them to a relatively rapid increase in the grid frequency.
  • An important factor here is that wind turbines - unlike the synchronous generators used in conventional power plants - have only a low mass inertia. Due to the higher deviation, reclosing may lead to more substantial compensation, which results in a risk of damage.
  • the invention has for its object to improve wind turbines of the type mentioned in that they show a short circuit or island formation in the network a more favorable behavior.
  • the control device has a network fault module which has a measuring device for at least one electrical parameter of the A network, a detector for detecting a network disturbance and output of a switching signal, a reference generator, based on the parameters determined by the measuring device, a replacement guide vector generated for the inverter, and comprises a fault management unit having an error classifier and cooperating with the other components such that in a case of under-voltage case in island operation, a fast frequency governor is activated, which acts on the inverter to the real power supply to deviate from the mains frequency to change.
  • the operation of the invention is as follows: By means of the measuring device, electrical parameters of the network are measured and from this frequency and / or phase position are determined.
  • the measuring device is preferably designed such that it continues to provide the network frequency or phase position in the event of a network fault.
  • the detector can be determined on the basis of this signal and, if desired, other signals, such as voltage or current or a predetermined signal from outside, whether an island network has formed. If the detector detects an island network based on the signals, it outputs the corresponding switching signal.
  • the reference generator is designed to generate a reference value which is applied as a reference vector to the converter. The reference value is generated over the duration of the network fault detected by the detector.
  • the inverter can also be operated in the event of a power failure, such as a grid-controlled inverter.
  • a power failure such as a grid-controlled inverter.
  • the error classifier is configured to distinguish different types of network disturbances. If the error classifier detects an island network formation in cooperation with the detector, the frequency control unit is activated via the error classifier. This is designed with a fast time constant (less than 100 ms) to regulate the frequency of the output power from the inverter to a desired value. The frequency control unit accomplishes this by changing the active power supply via the converter, in such a way that both the frequency and preferably also the phase position of the voltage are adjusted to a desired value.
  • An island grid is understood to be a network fault in which a part of the network, by which the respective wind energy installation is connected, is no longer connected to the overall network in such a way that equal voltage and frequency conditions prevail.
  • the guide vector is understood to mean a control signal for the converter which contains one or more elements which determine a switching behavior of the converter and thus determine the active / reactive power output by the converter.
  • a fast control is understood as meaning a control which has a time constant which is smaller by at least an order of magnitude than a conventional frequency control. Preferably, these are time constants of 100 ms or less. This can be achieved by, for example, setpoint curves, functions or tables are stored in the frequency control unit, which reduce the active power feed, for example, with increasing frequency.
  • the essence of the invention is based on the idea of combining three different aspects.
  • the first aspect is to detect a network fault and thus the possible formation of an island grid.
  • the second aspect is to provide the wind energy plant with its own reference value with regard to the grid frequency or phase, so that it is not dependent on the grid - which is no longer available as a result of the grid fault.
  • the third aspect is that a fast frequency control is provided in island network formation, which regulates the wind turbine with its inverter so that the electrical power output has such a frequency and possibly also phase position, which coincides with that according to the reference value. This means that the frequency controller changes the active power supply so that the control difference reaches the value zero as possible.
  • wind energy converters with converters thus obtain stability against mains faults, such as voltage dips or short circuits with islanding, which is comparable to that of large conventional power stations with synchronous generators, which have considerable natural frequency stability due to their inertia.
  • Wind turbines can thus continue to operate almost synchronously with the rest of the network in the event of short-circuits and the resulting temporary formation of an isolated grid, as occurs in particular when the wind turbines are connected to long non-meshed network branches.
  • the fault management unit further comprises a voltage regulator configured to regulate the voltage of the electric power output from the inverter by changing reactive power injection.
  • a voltage regulator configured to regulate the voltage of the electric power output from the inverter by changing reactive power injection.
  • the setpoint is expediently an element of the guidance vector, which is determined by the reference generator, and corresponds approximately to the voltage in the network before the network fault occurs. If a control to such a value can not be achieved, it is expedient to provide an auxiliary operating mode for the voltage regulator in which the voltage is regulated to a maximum value which does not yet lead to an overload of the converter.
  • the error-management unit is expediently further designed so that in a short-circuit case, the inverter can be performed with the guide vector as a substitute.
  • a network sequence unit can interact with the error management unit. It is designed to limit a difference angle between the phase angle in the network and the phase angle of the power fed by the converter of the wind energy plant. For this purpose, it advantageously has an angular deviation detector, with which a difference is formed from signals for the frequency at the network and at the converter and thus an angular deviation is determined, and a limiter which restricts the angular deviation to a predefinable differential angle. If there is an island grid in the event of a grid fault, which contains other generators in addition to the wind turbine, the frequency and phase in the grid are not determined solely by the wind turbine, which can lead to differences. This creates a differential angle, the u. a.
  • the error-management unit is designed to detect one end of the network error and a second one
  • the error management unit preferably has a transit module, which returns the active power by means of a transition function, for example a ramp function, to a default value when terminating the fast frequency control.
  • the default value can be a currently required value, such as the value present in the network, or the original value before the network error occurred.
  • the error-guiding unit has an input channel via which at least the frequency and / or phase position can be predetermined during isolated operation. This can be achieved if desired, if an external control of the wind turbine. This is particularly advantageous if not only a wind energy plant, but a wind farm with multiple wind turbines to be controlled or wind turbines should synchronize with each other.
  • the error-management unit further has an output channel via which the guide vector is output during stand-alone operation. This allows external control centers or other wind turbines to be informed about the frequency, phase position or voltage in order to enable them to synchronize.
  • the error management unit preferably has a time module. It serves to control the behavior of the wind turbine after the occurrence of a network fault, and expediently as a function of other conditions.
  • the time module expediently cooperates with the error classifier.
  • it may be designed so that at persistent low voltage near zero, the wind turbine is separated from the network only after an adjustable first, relatively short period of time and continue to feed. This case is particularly important if a short circuit is very close to the wind turbine, in which it is not likely that there will be an early clarification of the short circuit.
  • a rapid disconnection can ensure that there is no unduly long supply to a short circuit near the wind turbine. Conversely, if the voltage increases by a certain amount, this is an indication that the fault is located at a greater distance from the wind turbine. It can then be assumed that a clarification of the error is possible, so that a longer period of time can be provided for the shutdown of the wind turbine.
  • the grid fault module can advantageously have a synchronization module if the wind turbine is adjacent to other wind turbines, such as in a wind farm.
  • the synchronization module is connected to the error control unit and the frequency controller and interacts with them in such a way as to align the guidance vector with an external location.
  • unwanted deviations between the wind turbines as they arise due to unavoidable differences between signal detection and processing due to non-ideal accuracy, can be detected and compensated.
  • the frequency and phase position and optionally also the voltage are expediently detected and stored as a vector with a time stamp. This angle differences between the wind turbines can be determined.
  • the synchronization module preferably has a time reference. However, it should not be ruled out that it uses a time module of the error-management unit.
  • the synchronization module advantageously has a communication unit. But it can also help with the avoidance of effort
  • Error control unit interact that their input and output channel is used for synchronization.
  • the generator may be of any type, for example a synchronous generator, an asynchronous generator or preferably a double-fed asynchronous generator.
  • a synchronous generator for example a synchronous generator, an asynchronous generator or preferably a double-fed asynchronous generator.
  • the latter offers the advantage that the fast frequency control can even be applied to both inverters of the Inverter could act to achieve by appropriate recording or supply of active power a rapid frequency change.
  • a chopper (a circuit for the destruction of energy in the intermediate circuit of the converter) can expediently be provided, the fast frequency regulation acting on the chopper. By activating the chopper, energy is destroyed, ie active power is reduced, so that the frequency can be acted upon quickly and efficiently.
  • a controllable resistor may also be provided as a consumer, which may also be used to reduce active power.
  • the invention further relates to a method for operating a wind turbine with a generator driven by a wind rotor and an inverter for generating electrical energy, which is fed into a network, comprising the steps of: measuring at least one electrical parameter of the network, detecting and outputting one Switching signal, generating a reference value as a vector guide for the inverter based on the measured parameter, classifying an error upon detection of the switching signal, wherein in a short circuit fault case, the inverter is connected to the routing vector instead of the network for supplying electric power, and in a low voltage failure case in island operation fast frequency control is performed, in which by changing the active power supply, the mains frequency is controlled.
  • the invention further extends to a wind farm with several wind turbines, with a park master, wherein the grid fault module is arranged in the park master, and a method for operating this wind farm.
  • values for the effective and possibly reactive power are determined, transmitted to the wind energy plants and in this way the desired frequency regulation or voltage regulation is achieved, as described in greater detail above.
  • To synchronize the wind turbines communicate this expediently with the park master. But you can also communicate with each other, which increases the reliability against a failure of the Parkmaster. However, it can also be provided that communication with an off-site center, such as the control room of the network operator, is communicated and synchronized to values from this. This offers the advantage that the wind farm can be operated synchronously with the grid even if the island grid is longer.
  • Fig. 1 is a schematic view of a wind turbine according to an embodiment of the invention
  • FIG. 2 is a schematic representation of the connection of a wind energy plant to a network
  • FIG. 3 is a schematic representation of a Netztheses- module according to the invention
  • FIG. 5 shows an optional extension of the network fault module according to FIG. 3.
  • a wind rotor 12 On the front side of a wind rotor 12 is rotatably arranged, the (not shown) via a rotor shaft drives a generator 2 of the wind turbine.
  • a converter 3 Connected to the generator 2 is a converter 3.
  • a control device 4 is arranged in the machine house 11, which is connected via signal lines (not shown) to the generator 2 and the converter 3 and to external signal sources (not shown).
  • the rotor 12 driven by the wind supplies mechanical energy to the generator 2 via the rotor shaft, which generates corresponding electrical energy.
  • the generator 2 is preferably a double-fed asynchronous machine with a stator winding and a rotor winding.
  • connection line 16 Connected to the stator winding is a connection line 16, which is connected to a power distribution network 9 via a medium-voltage transformer 17 at the foot of the tower 10 and a contactor 18.
  • the converter 3 is connected to its machine side inverter 31 is connected, which is connected via a DC link 32 to a network-side inverter 33 of the inverter 3. This is connected to the connecting line 16.
  • a chopper 34 is connected to the intermediate circuit 32 and, in response to a switching signal, draws electrical energy from the intermediate circuit 32 and converts it into heat.
  • the control device 4 is designed to control the inverter 3 as a function of various specifications, in particular to control the active and reactive power generated by the converter 3.
  • the control device 4 can be supplied with control and / or reference variables by a higher-level operating control (not shown) and / or a parking master 7, with which it is connected via communication connections (not shown). Furthermore, it can be provided to switch on external control signals, for example by remote data transmission (not shown).
  • the wind turbine 1 is connected via its medium-voltage transformer and the contactor 18 to a first busbar 81.
  • the busbar can be, for example, an internal connection network of a wind farm, to which further wind energy installations 1 'are connected.
  • the first busbar 81 is connected to a second busbar 82 via a plurality of connecting lines 83, 84, in the illustrated example.
  • the connection lines 83, 84 may be short, but in most cases have such a considerable length that their active and reactance (represented by equivalent components in Fig. 2) is not negligible.
  • Both connecting lines 83 and 84 have at their two ends to the busbars 81, 82 each have a switching element 85, 86, 87, 88.
  • the second busbar 82 is connected to the power distribution network 9, optionally via a high voltage transformer (not shown).
  • the power failure module 5 is shown. Its structure and operation will be explained in more detail below. Sensors 50, 50 'for voltage or current in the individual phases of the network are arranged on the network side of the medium-voltage transformer 17. Your Messsigna- Ie are applied as an input to the measuring device 51. The measuring device 51 determines therefrom parameters for the mains voltage U, whose frequency f and phase angle ⁇ . The signal for the mains voltage U as well as for the mains frequency f is applied to the detector 52.
  • the detector 52 contains differentiation stages 52 'for the input signals, so that in addition to the absolute value for the mains voltage U, a voltage change signal .DELTA.U and, in addition to the absolute signal for the mains frequency, also a mains frequency and réellesSignal ⁇ f is ready. It should be noted that alternatively in addition to the voltage, mains currents can also be used.
  • the detector 52 determines, based on the amount or a change in frequency and / or due to the amount or a change in the voltage U, whether an island network has formed from the network 9, to which the wind turbine 1 is connected , Upon detection of islanding, the detector 52 outputs a corresponding switching signal at its output.
  • the signals generated by the measuring device 51 for the frequency f and for the phase position ⁇ are applied as input signals to the reference generator 53.
  • This generates from it by means of a vibrating device, such as a stabilized oscillator, a PLL or a high-precision radio clock, a continuous reference value for the mains frequency.
  • the reference generator 53 is designed so that even if the signals of the measuring device 51 are absent, the reference value is generated further.
  • the reference value comprises a frequency signal f s as well as a phase signal ⁇ s . It is output as a guide vector at the output of the reference generator 53 and applied to the inverter 3 via a switching element 73. This turns off the lead vector in response to an applied control signal.
  • the islanding network switching signal generated by the detector 52 is applied to an input of the error routing unit 54.
  • At further inputs are signals for the mains voltage and optionally further signals for the
  • the error management unit 54 comprises an error classifier 55, a time module 56 and a transit module 57.
  • the error classifier 55 serves to determine from the applied input signals whether and, if appropriate, which network disturbance is present and to select a suitable mode of operation. Operating states and / or parameters, such as for the voltage U and the frequency f, can be output via an output channel OUT.
  • a fast frequency regulator 64 For operation in islanding a fast frequency regulator 64 is provided. It comprises a differential element 62, at the inputs of which the network frequency signal f determined by the measuring device 51 and a signal for a nominal network frequency generated by the reference generator 53 are applied.
  • the frequency controller 64 is designed to control the deviations between the measured frequency and the nominal frequency to be fed by the inverter 3 active power P with a fast time constant of preferably 10 to 50 ms.
  • the frequency regulator 64 provides at its output a signal for a desired active power P s which is applied to a control input of the converter 3 via a switching element 74.
  • the frequency regulator is connected to the chopper 34 of the converter 3 via a control line. If necessary, it can destroy energy by activating the chopper 34, ie quickly reducing the active power in order to prevent the frequency from increasing too quickly and efficiently.
  • a network follower unit 67 is provided. It comprises an angular deposition detector 68 and a limiter 69.
  • the angular deposition detector 68 has two inputs, to each of which a signal for the angle (phase angle) in the network, as determined by the measuring device, and the phase cpi of the Um- judge 3 are created. From the difference, a signal for the angular deviation (differential angle) is formed.
  • This signal is applied to the limiter, which limits it to limit values in relation to the amount and possibly also with respect to the rate of change and outputs it at the output of the network follower unit.
  • the output signal is applied to the reference generator 53.
  • an optional additional voltage regulator 65 is provided. It comprises a differential element 63, which forms a difference between the actual measured mains voltage U and an applied nominal voltage value U s .
  • the voltage regulator 63 is designed to determine, based on the voltage difference, a desired reactive power Q 8 , which is applied to the converter 3 as a control signal via a switching element 75.
  • the measuring device 51 By means of the measuring device 51, current and voltage of the network are measured, and from this signals for the network frequency f and the phase position ⁇ determined. Based on the thus determined frequency and phase signals, the reference generator 53 generates a continuous reference value. This can be used as a guide vector for the control of the inverter 3. Furthermore, the detector 52 evaluates the signals for the voltage and the frequency determined by the measuring device 51.
  • a switching signal is applied to the error classifier 55. This determines from the also applied signal for the voltage U, whether the voltage is below the threshold, which is set for a safe identification of the voltage (for example, 5 to 15% of the rated voltage of the network 9). In this case, in a first mode of operation, the error classifier 55 switches the switching element 73 so that the leading vector generated by the reference generator 53 is applied to the inverter 3. The inverter 3 thus continues to supply power, while in the prior art at a voltage below the threshold, the further feed is stopped.
  • the fast frequency control is activated by the fault classifier 55 when the island network is detected by the detector 52.
  • the switching element 74 is turned on.
  • the frequency controller 64 accomplishes this by the active power feed P of the inverter 3 is changed via a control signal. In this case, it may optionally be provided not only to regulate the frequency f, but rather also to use the phase ⁇ .
  • the desired value of the phase position can be provided by the reference generator 53.
  • a control deviation is determined, which leads to a corresponding change in the fed from the inverter 3 active power P.
  • the operating mode voltage regulation is activated by actuation of the switching element 75, the actual voltage is measured in a corresponding manner and connected to a setpoint value. equalized.
  • a reference value determined by the measuring device 51 can serve for the voltage before the mains fault occurs. If this reference value was obtained from the voltage before the grid fault occurred, this can be, for example, an average of a predefinable period of values before the grid fault, the values being measured before the grid fault occurred and being stored in the controller of the wind turbine.
  • a control signal is formed by the voltage regulator 65, which is applied via the switching element 75 to the converter 3, so that the reactive power provided by the converter is varied as a function of the voltage difference.
  • a voltage difference is regulated to a certain maximum value, which does not lead to an overload of the inverter.
  • the error control unit 54 ends the fast frequency control by switching off the switching elements 73, 74, 75 and the inverter 3 Active power to be fed in is set back to the value before error entry or to an external default value.
  • a transit module 57 is provided which, for example, implements a ramp function. The corresponding control signal generated by the transit module 57 is transmitted to the converter 3 via the switching element 77, which is switched on by the error classifier 55 in this case
  • the error classifier 55 checks whether within an adjustable initial For example, after 150 ms of fault entry, the voltage still remains at a value close to zero despite the supply of reactive power. If this is the case, then the fault classifier detects a short circuit in the vicinity of the wind turbine 1 (error case Fl), and after this first period of time gives a signal to disconnect the wind turbine 1 from the network (for example, opening of the contactor 18). This can ensure that there is no inadmissible long supply of electrical power to a short circuit near the wind turbine 1. If, on the other hand, the voltage U increases after the supply of reactive power exceeds an adjustable limit value, then the error classifier 55 recognizes that the error is located at a greater distance from the wind energy plant 1 (error case F2).
  • an adjustable initial For example, after 150 ms of fault entry, the voltage still remains at a value close to zero despite the supply of reactive power. If this is the case, then the fault classifier detects a short circuit in the vicinity of the wind turbine 1 (error case Fl), and after this first period
  • the wind turbine 1 can then be operated for a longer period, whereby additional power is fed into the grid, which is to maintain the reliability of the network advantage. It is useful if the error classifier 55 then activates the input channel. This makes it possible for frequency reference values to be specified externally, which are then approached accordingly. Thus, a resynchronization of the electrical variables in the island network with those in the network 9 can be achieved. In addition, it is preferably provided that the error classifier 55 outputs actual values for the frequency and voltage via the output channel OUT, in order to be able to coordinate the regulation of frequency and voltage in the stand-alone network with other energy generators, such as other wind turbines.
  • the error classifier 55 checks whether the mains voltage rises after a determinable second period of time, preferably 400 ms, over a voltage threshold of, for example, 50% of the nominal voltage. Do not climb over it this value, the error classifier 55 detects a serious, unresolved error in the network and outputs a switching signal for shutting down the wind turbine. On the other hand, if island operation with voltage above the threshold Ie is possible, the wind energy plant is only shut down to an external command signal.
  • FIGS. 4a and b show characteristic curves for the operation of the fast frequency control according to the invention in the case of network errors.
  • FIG. 4 a shows the angle of the mains voltage ⁇ and the reference angle ⁇ s generated by the reference generator 53 during a power failure. Clearly you can see the onset of the disturbance at 0.2s and the end of the disturbance at 3.8s by jumps in the angular position of the mains voltage by about 15 to 20 °.
  • FIG. 4b shows the angle change ⁇ of the mains voltage without (upper line) and with (lower line) the fast frequency regulation according to the invention. It can be seen that the control difference between the setpoint value and the actual value of the phase angle is regulated by the fast frequency control 64 with a short time constant to a value close to zero.
  • FIG. 5 shows an optional supplement to the network fault module 5.
  • a synchronization module 58 is provided, which communicates with the device via a data line
  • the synchronization module preferably each has its own communication unit 59 and time reference 59 ', but can also communicate via the error classifier 55 or receive time signals from its time module 56.
  • the synchronization module 58 serves to wind the wind turbine with the park master 7 or an external Control point, such as the control room of an operator of the network 9, and / or with other wind turbines 1 ', which are preferably arranged in the same wind farm to connect.
  • the synchronization module 58 matches the guidance vector of the own wind energy installation with that of other wind energy installations 1 'or with the park master 7 (or the control station).
  • the synchronization module 56 is designed such that it provides the current guidance vector with a time stamp provided by the time reference (or the time module 56) and outputs it via the communication unit 59.
  • the synchronization module 58 receives corresponding signals from the other wind turbines or the park master 7 (or control point). The time stamp is extracted and the current guidance vector is calculated taking the time information into account and output to the error classifier 55.
  • the parkmaster 7 centrally outputs the guide variables for voltage, frequency and phase angle. At the individual wind turbines, these variables are also recorded and used to calculate deviations that are stored.
  • the guiding vector of the park master 7 determined by the network fault module 5 is tuned. This takes place taking into account the stored deviations such that at least the frequency is brought into agreement and the phase position, if necessary, depending on the current voltage values and current and the electrical characteristics, such as the connecting lines 83, 84, is recalculated.
  • the synchronization takes place decentralized. For this purpose, the synchronization module 58 communicates an ner wind turbine 1 with at least one other wind turbine 1 '.
  • a communication structure in the form of a concatenation of the simple wind energy installations 1, 1 'or a meshing can be provided, in which each of the wind energy installations 1 communicates with previously determined adjacent wind energy installations 1'.
  • communication takes place with an external point outside the wind farm. This point is preferably spaced so far that, with some probability, when the network fault occurs, it is not in the island network but in the remaining network 9.
  • the frequency and voltage can be kept synchronous with that in the network 9, even if the islanding process lasts longer.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Windenergieanlage mit einem von einem Windrotor (12) angetriebenen Generator (2) und einem Umrichter (3) zur Erzeugung elektrischer Energien, die in eine Netz (9) eingespeist wird, und einer Steuereinrichtung (4). Die Steuerung weist ein besonderes Netzstörungsmodul (5) auf, welches als Komponenten umfasst, eine Messeinrichtung (51) eines elektrischen Parameters für die Frequenz des Netzes (9), ein Detektor (52) zur Erkennung einer Inselnetzbildung und Ausgabe eines Schaltsignals, einen Referenzgenerator (53), der basierend auf einem von der Messeinrichtung (51) bestimmten Parameter einen Ersatzführungsvektor für den Umrichter (4) erzeugt, eine Fehlerführungseinheit (54), die einen Fehlerklassifikator (55) aufweist und mit den anderen Komponenten (51-53) derart zusammenwirkt, dass in einem Unterspannungsfall bei Inselbetrieb ein schneller Frequenzregler (64) aktiviert ist, der auf den Umrichter (4) einwirkt, um bei Abweichung der Netzfrequenz die Wirkleistungseinspeisung P zu verändern. Die Erfindung erreicht, dass Netzfehler erkannt werden und bei Inselbetrieb die Frequenz durch gezielte Wirkleistungsänderung auf einen fortgeschriebenen Wert der Netzfrequenz vor Auftreten der Störung geregelt werden kann.

Description

Windenergieanlagen mit Regelung für Netzfehler und Betriebsverfahren hierfür
Die Erfindung betrifft eine Windenergieanlage mit einem durch einen Windrotor angetriebenen Generator und einem Umrichter zur Erzeugung elektrischer Energie, die in ein Netz eingespeist wird, und einer Steuereinrichtung.
In elektrischen Energieübertragungs- bzw. Verteilernetzen muss stets damit gerechnet werden, dass es auf Grund von
Kurzschlüssen zu einer Inselnetzbildung kommen kann. In einem Inselnetz laufen die Spannung, Frequenz sowie die Phase nicht mehr synchron mit den entsprechenden Parametern des Hauptnetzes. Dies kann insbesondere bei Wiederzuschalten nach Klärung des Netzfehlers dazu führen, dass hohe Ausgleichsströme fließen, wodurch es zu Überlastung oder zu Beschädigungen an Komponenten kommen kann. Darüber hinaus besteht bei herkömmlichen Kraftwerken mit Synchrongeneratoren die Gefahr, dass die Abweichungen des Inselnetzes so groß werden, dass der Generator beim Zuschalten an das Restnetz kippt.
Windenergieanlagen sind häufig an Standorten mit hohem Windangebot und geringer Besiedlungsdichte vorgesehen. In vielen Fällen bedingt dies einen Anschluss der Windenergieanlagen über verhältnismäßig lange und nur wenig vermaschte Ausläufer eines Energieübertragungsnetzes. Aufgrund dieser Anordnung sind Windenergieanlagen verhältnismäßig leicht von einer Inselbildung des Netzes im Störfall betroffen. Dies gilt sowohl für einzeln stehende Windenergieanlagen wie auch für mehrere zu einem Windpark zusammen gefasste Windenergieanlagen .
Sind Windenergieanlagen in dem Inselnetz angeordnet, so kommt es bei ihnen leicht zu einem verhältnismäßig schnellen Anstieg der Netzfrequenz. Ein bedeutender Faktor hierfür ist, dass Windenergieanlagen - anders als die bei herkömmlichen Kraftwerken verwendeten Synchrongeneratoren - nur eine geringe Massenträgheit haben. Auf Grund der höheren Abweichung kann es bei Wiederzuschaltung zu Ausgleichsvorgängen in erheblicheren Umfang kommen, wodurch die Gefahr von Schädigungen besteht.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, Windenergieanlagen der eingangs genannten Art dahingehend zu verbessern, dass sie bei Kurzschlüssen bzw. Inselbildung im Netz ein günstigeres Verhalten zeigen.
Die erfindungsgemäße Lösung liegt in den Merkmalen der unabhängigen Ansprüche. Vorteilhafte Weiterbildungen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
Erfindungsgemäß ist bei einer Windenergieanlage mit einem durch einen Windrotor angetriebenen Generator und einem Umrichter zur Erzeugung elektrischer Energie, die in ein Netz eingespeist wird, und einer Steuereinrichtung vorgesehen, dass die Steuereinrichtung ein Netzstörungsmodul aufweist, welches eine Messeinrichtung für mindestens einen elektri- sehen Parameter des Netzes, einen Detektor zur Erkennung einer Netzstörung und Ausgabe eines Schaltsignals, einen Referenzgenerator, der basierend auf dem von der Messeinrichtung bestimmten Parameter einen Ersatzführungsvektor für den Umrichter erzeugt, und eine Fehlerführungseinheit umfasst, die einen Fehlerklassifikator aufweist und mit den anderen Komponenten derart zusammenwirkt, dass in einem Unterspannungsfall bei Inselbetrieb ein schneller Frequenz- regier aktiviert ist, der auf den Umrichter einwirkt, um bei Abweichen der Netzfrequenz die Wirkleistungseinspeisung zu ändern.
Die Funktionsweise der Erfindung ist wie folgt: Mittels der Messeinrichtung werden elektrische Parameter des Netzes gemessen und daraus Frequenz- und/oder Phasenlage bestimmt. Die Messeinrichtung ist vorzugsweise so ausgebildet, dass sie bei einem Netzfehler weiterhin die Netzfrequenz bzw. Phasenlage bereitstellt. Mittels des Detektors kann anhand dieses Signals und gewünschtenfalls weiterer Signale, wie Spannung oder Strom oder eines von außerhalb vorgegebenen Signals, bestimmt werden, ob sich ein Inselnetz gebildet hat. Erkennt der Detektor anhand der Signale eine Inselnetzbildung, so gibt er das entsprechende Schaltsignal aus. Der Referenzgenerator ist dazu ausgebildet, einen Referenzwert zu erzeugen, welcher als Führungsvektor an den Umrichter angelegt ist. Der Referenzwert wird über die Zeitdauer der von dem Detektor festgestellten Netzstörung erzeugt. Es kann sich hierbei beispielsweise um eine Phasengröße, einen Drehzeiger oder einen Festzeiger handeln. Mit dem Führungsvektor kann der Umrichter auch bei Netzausfall betrieben werden wie ein netzgeführter Umrichter. Damit kann auch bei einem schweren Spannungseinbruch mit einer sehr tiefen Restspannung (Kurzschluss) , beispielsweise unterhalb einer Schwelle von 5-15% der Nennspannung, noch eine weitere Ein- speisung von Strom in das Netz erfolgen, während herkömmliche Windenergieanlagen mangels sicherer Erkennung der Phasenlage bei einer derart niedrigen Spannung die weitere Einspeisung einstellen würden. Damit kann Dank der Erfindung das Netz gerade in dem Fall eines starken Spannungseinbruchs mit geringer RestSpannung durch weitere Einspeisung gestützt werden.
Der Fehlerklassifikator ist dazu ausgebildet, verschiedene Arten von Netzstörungen zu unterscheiden. Erkennt der Fehlerklassifikator zusammenwirkend mit dem Detektor eine Inselnetzbildung, so wird über den Fehlerklassifikator die Frequenzregeleinheit aktiviert. Diese ist dazu ausgebildet mit einer schnellen Zeitkonstante (weniger als 100ms) die Frequenz der von dem Umrichter abgegebenen Leistung auf einen gewünschten Wert zu regeln. Die Frequenzregeleinheit bewerkstelligt dies, in dem sie über den Umrichter die Wirkleistungseinspeisung verändert, und zwar derart, dass sowohl die Frequenz und vorzugsweise auch die Phasenlage der Spannung auf einen Sollwert eingeregelt werden.
Nachfolgend seien einige verwendete Begriffe erläutert:
Unter einem Inselnetz wird ein Netzfehler verstanden, bei dem ein Teil des Netzes, indem die jeweilige Windenergieanlage angeschlossen ist, nicht mehr mit dem Gesamtnetz in der Weise verbunden ist, dass gleiche Spannungs- und Fre- quenzverhältnisse herrschen.
Unter Führungsvektor wird ein Steuersignal für den Umrichter verstanden, das eine oder mehrere Elemente enthält, welche ein Sehaltverhalten des Umrichters bestimmen und da- mit die von dem Umrichter abgegebene Wirk- /Blindleistung bestimmen. Unter einer schnellen Regelung wird eine Regelung verstanden, welche eine Zeitkonstante aufweist, die um mindestens eine Größenordnung kleiner ist als eine herkömmliche Frequenzregelung. Vorzugsweise handelt es sich um Zeitkonstan- ten von 100ms oder weniger. Dies kann erreicht werden indem beispielsweise Sollkurven, Funktionen oder Tabellen in der Frequenzregeleinheit hinterlegt sind, die beispielsweise mit steigender Frequenz die Wirkleistungseinspeisung reduzieren.
Der Kern der Erfindung beruht auf dem Gedanken, drei verschiedene Aspekte zu kombinieren. Der erste Aspekt liegt darin, einen Netzfehler und damit die mögliche Bildung ei- nes Inselnetzes zu erkennen. Der zweite Aspekt liegt darin, für die Windenergieanlage einen eigenen Referenzwert in Bezug auf die Netzfrequenz bzw. Phase bereitzustellen, sodass sie nicht auf eine - in Folge des Netzfehlers gar nicht mehr zur Verfügung stehende - Führung durch das Netz ange- wiesen ist. Der dritte Aspekt besteht darin, dass bei Inselnetzbildung eine schnelle Frequenzregelung bereitgestellt wird, welche die Windenergieanlage mit ihrem Umrichter so regelt, dass die abgegebene elektrische Leistung eine solche Frequenz und möglichst auch Phasenlage aufweist, die mit derjenigen gemäß dem Referenzwert übereinstimmt. Dies bedeutet, der Frequenzregler verändert die Wirkleistungseinspeisung derart, dass die Regeldifferenz möglichst den Wert Null erreicht. Damit wird erreicht, dass der Umrichter auch im Falle einer zeitweiligen Inselnetzbildung eine solche Netzfrequenz (und ggf- Phasenlage) beibehält, die synchron zum Restnetz ist. Ausgleichsströme, wie sie nach Fehlerklärung auftreten, treten dank der Erfindung nicht oder nur in geringem Umfang auf. Dies ist ein erheb- licher Vorteil gegenüber herkömmlichen Windenergieanlagen, die häufig eine Inselnetzbildung überhaupt nicht erkennen und bei denen dann der Umrichter, mangels Führung durch das Netz und auf Grund fehlender Trägheit die Frequenz des Restnetzes nicht halten kann. Es kommt dann zu Frequenzabweichungen und erheblichen Ausgleichsströmen nach Fehlerklärung. Windenergieanlagen mit Umrichtern erhalten dank der Erfindung damit eine Stabilität gegenüber Netzfehlern, wie Spannungseinbrüchen oder Kurzschlüssen mit Inselnetz- bildung, die vergleichbar ist zu derjenigen von großen herkömmlichen Kraftwerken mit Synchrongeneratoren, die auf Grund ihrer Massenträgheit eine beträchtliche natürliche Frequenzstabilität aufweisen. Damit können Windenergieanlagen bei Kurzschlüssen und dadurch auftretender zeitweiliger Bildung eines Inselnetzes, wie es sie insbesondere bei An- schluss der Windenergieanlagen an langen nicht vermaschten Netzausläufern auftreten, nahezu synchron mit dem Restnetz weiter betrieben werden.
Vorzugsweise umfasst die Fehlerführungseinheit weiter einen Spannungsregler, der dazu ausgebildet ist, durch Ändern von Blindleistungseinspeisung die Spannung der vom Umrichter abgegebenen elektrischen Leistung zu regeln. Damit kann die Spannung auf einen Sollwert geregelt werden. Dabei ist der Sollwert zweckmäßigerweise ein Element des Führungsvektors, der durch den Referenzgenerator bestimmt ist, und entspricht etwa der Spannung im Netz vor Eintreten des Netzfehlers . Kann eine Regelung auf einen solchen Wert nicht erreicht werden, so ist zweckmäßiger Weise eine Hilfsbe- triebsart für den Spannungsregler vorgesehen, bei der die Spannung auf einen Maximalwert geregelt wird, der noch nicht zu einer Überlastung des Umrichters führt. Die Fehlerführungseinheit ist zweckmäßigerweise weiter dazu ausgebildet ist, dass in einem Kurzschlussfall der Umrichter mit dem Führungsvektor als Ersatz geführt werden kann.
Mit der Fehlerführungseinheit kann eine Netzfolgeeinheit zusammenwirken. Sie ist dazu ausgebildet, einen Differenzwinkel zwischen dem Phasenwinkel im Netz und dem Phasenwinkel der von dem Umrichter der Windenergieanlage eingespeisten Leistung zu begrenzen. Dazu weist sie zweckmäßigerweise einen Winkelablagedetektor, mit dem aus Signalen für die Frequenz am Netz und am Umrichter eine Differenz gebildet wird und damit eine Winkelablage bestimmt wird, und einen Begrenzer auf, der die Winkelablage auf einen vorgebbaren Differenzwinkel beschränkt. Bildet sich bei einer Netzstö- rung ein Inselnetz, das außer der Windenergieanlage noch weitere Erzeuger enthält, so wird die Frequenz und Phase im Netz nicht allein durch die Windenergieanlage bestimmt, so dass es zu Unterschieden kommen kann. Dabei stellt sich ein Differenzwinkel ein, der u. a. durch die Leistungseinspei- sung der Windenergieanlage in das Inselnetz und die Art und Anzahl der Verbraucher der bestimmt ist. Durch Verstellen des Winkels, mit dem der Umrichter der Windenergieanlage in das Netz einspeist, kann der Winkel der Netzspannung verändert werden. Hierbei dürfen Änderungen des Netzwinkels aber nicht zu groß werden, um eine Überlastung der Windenergieanlage in Bezug auf die eingespeiste Leistung und Regelschwingungen wegen zu schneller Änderung zu vermeiden.
Mit Vorteil ist die Fehlerführungseinheit dazu ausgebildet, ein Ende des Netzfehlers zu erkennen und ein zweites
Schaltsignal an die Fehlerführungseinheit auszugeben. Dazu wird der Verlauf der Netzspannung und/oder die Änderung der Phasenlage überwacht. Bei schnellem Wiederanstieg bzw. sprungartiger Änderung kann die schnelle Frequenzregelung beendet und die Wirkleistung wieder wie vor Eintritt des Fehlers geregelt werden. Um dabei einen möglichst gleichmäßigen Übergang zu erzielen, weist die Fehlerführungseinheit vorzugsweise ein Transitmodul auf, das beim Beenden der schnellen Frequenzregelung die Wirkleistung mittels einer Übergangsfunktion, beispielsweise einer Rampenfunktion, auf einen Vorgabewert zurückführt . Bei dem Vorgabewert kann es sich um einen aktuell geforderten Wert, wie den im Netz vorhandenen Wert, oder um den ursprünglichen Wert vor Eintritt des Netzfehlers handeln.
Mit Vorteil weist die Fehlerführungseinheit einen Eingangskanal auf, über den bei Inselbetrieb zumindest die Frequenz und/oder Phasenlage vorgebbar sind. Damit kann gewünschten- falls eine externe Steuerung der Windenergieanlage erreicht werden. Dies ist insbesondere dann von großem Vorteil, wenn nicht nur eine Windenergieanlage, sondern ein Windpark mit mehreren Windenergieanlagen gesteuert werden soll oder sich Windenergieanlagen miteinander synchronisieren sollen. In entsprechender Weise weist die Fehlerführungseinheit ferner einen Ausgangskanal auf, über den bei Inselbetrieb der Führungsvektor ausgegeben wird. Damit können externe Leitstellen oder andere Windenergieanlagen über die Frequenz, Pha- senlage bzw. Spannung informiert werden, um ihnen so eine Synchronisation zu ermöglichen.
Vorzugsweise weist die Fehlerführungseinheit ein Zeitmodul auf. Es dient dazu, dass Verhalten der Windenergieanlage nach Eintritt eines Netzfehlers zu steuern, und zwar zweckmäßigerweise in Abhängigkeit von weiteren Bedingungen. So kann vorgesehen sein, dass nach Verstreichen einer vorgebbare Zeitdauer oder Unterschreiten einer zeitabhängigen Spannungs- und/oder Frequenzbegrenzungskennlinie die Windenergieanlage heruntergefahren oder vom Netz getrennt wird. Dazu wirkt das Zeitmodul zweckmäßigerweise mit dem Feh- lerklassifikator zusammen. So kann es dazu ausgebildet sein, dass bei anhaltend niedriger Spannung nahe Null die Windenergieanlage erst nach einer einstellbaren ersten, verhältnismäßig kurzen Zeitdauer vom Netz getrennt wird und bis dahin weiter einspeist. Dieser Fall ist insbesondere dann von Bedeutung, wenn ein Kurzschluss sehr nahe an der Windenergieanlage liegt, bei dem nicht davon auszugehen ist, dass es zu einer baldigen Klärung des Kurzschlusses kommt. Durch eine rasche Trennung kann sichergestellt werden, dass es nicht zu einer unzulässig langen Einspeisung auf einen Kurzschluss nahe der Windenergieanlage kommt. Um- gekehrt gilt, dass wenn die Spannung um einen gewissen Betrag ansteigt, dies ein Hinweis darauf ist, dass der Fehler in einem größeren Abstand zur Windenergieanlage liegt. Es kann dann davon ausgegangen werden, dass eine Klärung des Fehlers möglich ist, so dass eine längere Zeitdauer bis zur Abschaltung der Windenergieanlage vorgesehen sein kann.
Nach einer vorgebbaren zweiten Zeitdauer wird geprüft, ob eine andauernde Unterspannung (von beispielsweise weniger als 50% der Nennspannung) vorliegt. Dann ist von einem schweren nicht geklärten Netzfehler auszugehen und die Windenergieanlage wird heruntergefahren. Ebenso kann bei erkanntem Inselbetrieb die Windenergieanlage nach Ablauf einer bestimmten dritten Zeitdauer heruntergefahren werden; es soll aber nicht ausgeschlossen werden, dass der Betrieb fortgesetzt wird und nur auf ein externes Signal hin herun- tergefahren wird. Die Windenergieanlage wird also erst später bzw. gar nicht abgeschaltet. Damit wird die Betriebssicherheit des Gesamtnetzes erhöht, da mehr Windenergieanlagen bei Netzfehlern einspeisen. Das Netzstörungsmodul kann mit Vorteil ein Synchronisati- onsmodul aufweisen, wenn die Windenergieanlage benachbart ist zu anderen Windenergieanlagen, wie in einem Windpark. Das Synchronisationsmodul ist mit der Fehlerführungseinheit und dem Frequenzregler verbunden und wirkt mit diesen derart zusammen, um den Führungsvektor mit einer externen Stelle abzugleichen. Mit einem Abgleich können unerwünschte Abweichungen zwischen den Windenergieanlagen, wie sie auf- grund von unvermeidlichen Unterschieden zwischen Signalerfassung und -Verarbeitung aufgrund nicht idealer Genauigkeit entstehen, erkannt und kompensiert werden. Dazu wird zweckmäßigerweise die Frequenz und Phasenlage und gegebenenfalls auch die Spannung erfasst und mit einem Zeitstem- pel als Vektor abgespeichert. Damit können Winkeldifferenzen zwischen den Windenergieanlagen bestimmt werden. Zu diesem Zweck weist das Synchronisationsmodul vorzugsweise eine Zeitreferenz auf. Es soll aber nicht ausgeschlossen sein, dass es auf ein Zeitmodul der Fehlerführungseinheit zurückgreift. Zum Kontakt mit den anderen Windenergieanlagen, einem Parkmaster bei Aufstellung der Windenergieanlage in einem Windpark oder zu einer externen Stelle, beispielsweise der Leitwarte des Netzbetreibers, weist das Synchronisationsmodul mit Vorteil eine Kommunikationseinheit auf. Es kann aber zur Vermeidung von Aufwand auch so mit der
Fehlerführungseinheit zusammenwirken, dass deren Eingangsund Ausgangskanal zum Synchronisieren herangezogen wird.
Der Generator kann von an sich beliebiger Bauart sein, bei- spielsweise ein Synchrongenerator, ein Asynchrongenerator oder vorzugsweise ein doppelt gespeister Asynchrongenerator. Letzterer bietet den Vorteil, dass die schnelle Frequenzregelung bei Bedarf sogar auf beide Wechselrichter des Umrichters einwirken könnte, um durch entsprechende Aufnahme bzw. Einspeisung von Wirkleistung eine schnelle Frequenzveränderung zu erzielen.
Weiter kann zweckmäßigerweise ein Chopper (eine Schaltung zur Vernichtung von Energie in dem Zwischenkreis des Umrichters) vorgesehen sein, wobei die schnelle Frequenzregelung auf den Chopper einwirkt. Durch Ansteuern des Choppers wird Energie vernichtet, also Wirkleistung reduziert, wo- durch schnell und effizient auf die Frequenz eingewirkt werden kann. Zusätzlich oder alternativ kann auch ein steuerbarer Widerstand als Verbraucher vorgesehen sein, der e- benfalls zur Reduzierung von Wirkleistung eingesetzt werden kann.
Die Erfindung bezieht sich weiter auf ein Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage mit einem durch einen Windrotor angetriebenen Generator und einem Umrichter zur Erzeugung elektrischer Energie, die in ein Netz eingespeist wird, mit den Schritten: Messen mindestens eines elektrischen Parameters des Netzes, Detektieren und Ausgeben eines Schaltsignals, Generieren eines Referenzwertes als Führungsvektor für den Umrichter basierend auf dem gemessenen Parameter, Klassifizieren eines Fehlers bei Erkennen des Schaltsignals, wobei in einem Kurzschlussfehlerfall der Umrichter mit dem Führungsvektor anstelle des Netzes geführt wird zur Einspeisung elektrischer Leistung, und in einem Unterspannungsfehlerfall bei Inselbetrieb eine schnelle Frequenzregelung durchgeführt wird, bei der durch Ändern der Wirkleistungseinspeisung die Netzfrequenz geregelt wird. Zur näheren Erläuterung des Verfahrens und vorteilhafter Weiterbildungen wird auf obige Ausführungen verwiesen.
Die Erfindung erstreckt sich weiter auf einen Windpark mit mehreren Windenergieanlagen, mit einem Parkmaster, wobei das Netzstörungsmodul in dem Parkmaster angeordnet ist, und ein Verfahren zum Betreiben dieses Windparks . Für einzelne Windenergieanlagen des Parks werden Werte für die Wirk- und ggf. Blindleistung ermittelt, an die Windenergieanlagen ü- bermittelt und auf diese Weise die gewünschte Frequenzregelung bzw. Spannungsregelung erreicht, wie vorstehend näher beschrieben ist. Zur Synchronisierung der Windenergieanlagen kommunizieren diese zweckmäßigerweise mit dem Parkmaster. Sie können aber auch untereinander kommunizieren, was die Betriebssicherheit gegenüber einem Ausfall des Parkmasters erhöht. Es kann aber auch vorgesehen sein, dass mit einer parkexternen Stelle, wie der Leitwarte des Netzbetreibers, kommuniziert wird und auf Werte von dieser synchronisiert wird. Dies bietet den Vorteil, dass der Wind- park auch bei länger anhaltendem Inselnetz synchron mit dem Netz betrieben werden kann.
Die Erfindung wird nachfolgend unter Bezugnahme auf die beigefügte Zeichnung erläutert, in der ein vorteilhaftes Ausführungsbeispiel der Erfindung dargestellt ist. Es zeigen:
Fig. 1 eine schematische Ansicht einer Windenergieanlage gemäß einem Ausführungsbeispiel der Erfindung;
Fig. 2 eine schematisierte Darstellung des Anschlusses einer Windenergieanlage an ein Netz; Fig. 3 eine schematische Darstellung eines Netzstörungs- moduls gemäß der Erfindung;
Fig. 4 Diagramme zu Phasenwinkeln im Netz während eines Netzfehlers; und
Fig. 5 eine optionale Erweiterung des Netzstörungsmoduls gemäß Figur 3.
Eine Windenergieanlage gemäß einem ersten Ausführungsbeispiel der Erfindung umfasst einen Turm 10 mit einem schwenkbar an seinem oberen Ende angeordneten Maschinenhaus 11. An dessen Stirnseite ist ein Windrotor 12 drehbar angeordnet, der über eine Rotorwelle (nicht dargestellt) einen Generator 2 der Windenergieanlage antreibt. Mit dem Generator 2 verbunden ist ein Umrichter 3. Weiter ist in dem Maschinenhaus 11 eine Steuereinrichtung 4 angeordnet, welche über (nicht dargestellte) Signalleitungen mit dem Generator 2 und dem Umrichter 3 sowie mit externen Signalquellen (nicht dargestellt) verbunden ist.
Der vom Wind angetriebene Rotor 12 führt über die Rotorwelle mechanische Energie dem Generator 2 zu, welcher entsprechend elektrische Energie erzeugt. Bei dem Generator 2 han- delt es sich vorzugsweise um eine doppelt gespeiste Asynchronmaschine mit einer Statorwicklung und einer Rotorwicklung.
An die Statorwicklung ist eine Anschlussleitung 16 ange- schlössen, die über einen Mittelspannungstransformator 17 am Fuße des Turms 10 und ein Schaltschütz 18 mit einem E- nergieverteilungsnetz 9 verbunden ist. An die Rotorwicklung des Generators 2 ist der Umrichter 3 mit seinem maschinen- seitigen Wechselrichter 31 angeschlossen, der über einen Zwischenkreis 32 mit einem netzseitigen Wechselrichter 33 des Umrichters 3 verbunden ist. Dieser ist an die Anschlussleitung 16 angeschlossen. Weiter ist an den Zwi- schenkreis 32 ein Chopper 34 angeschlossen, der auf ein Schaltsignal elektrische Energie aus dem Zwischenkreis 32 entnimmt und in Wärme umwandelt.
Die Steuereinrichtung 4 ist dazu ausgebildet, den Umrichter 3 in Abhängigkeit von verschiedenen Vorgaben zu steuern, insbesondere die von dem Umrichter 3 erzeugte Wirk- und Blindleistung zu kontrollieren. Die Steuereinrichtung 4 kann von einer übergeordneten Betriebssteuerung (nicht dargestellt) und/oder einem Parkmaster 7, mit dem sie über (nicht dargestellte) Kommunikationsverbindungen in Verbindung steht, mit Steuer- und/oder Führungsgrößen versorgt sein. Weiter kann vorgesehen sein, externe Steuersignale aufzuschalten, beispielsweise mittels Datenfernübertragung (nicht dargestellt) .
Die Anschaltung einer Windenergieanlage 1 (bzw. eines Windparks; zur Vereinfachung wird lediglich auf die Windenergieanlage Bezug genommen) an das Energieverteilungsnetz 9, wie es in Figur 1 nur grob schematisiert dargestellt ist, ist in Figur 2 detaillierter dargestellt. Die Windenergieanlage 1 ist über ihren Mittelspannungstransformator und das Schaltschütz 18 an eine erste Sammelschiene 81 angeschlossen. Bei der Sammelschiene kann es sich beispielsweise um ein internes Verbindungsnetz eines Windparks handeln, an das weitere Windenergieanlagen 1' angeschlossen sind.
Die erste Sammelschiene 81 ist über mehrere, im dargestellten Beispiel zwei, Verbindungsleitungen 83, 84 mit einer zweiten Sammelschiene 82 verbunden. Die Verbindungs- leitungen 83, 84 können kurz sein, weisen in den meisten Fällen aber eine solch beträchtliche Länge auf, dass ihr Wirk- und Blindwiderstand (dargestellt durch Ersatzkomponenten in Fig. 2) nicht vernachlässigbar ist. Beide Verbin- dungsleitungen 83 und 84 weisen an ihren beiden Enden an den Sammeischienen 81, 82 jeweils ein Schaltelement 85, 86, 87, 88 auf. Die zweite Sammelschiene 82 ist an das Energieverteilungsnetz 9 angeschlossen, und zwar gegebenenfalls über einen Hochspannungstransformator (nicht dargestellt) .
Weiterhin sind in Figur 2 beispielhaft zwei Orte für mögliche Netzfehler durch Blitzsymbole Fl und F2 dargestellt. Das Verhalten bei Fehlern ist nachfolgend kurz erläutert. Betrachtet werden zwei Arten von Fehlern, ein erster Fehler Fl nahe der Windenergieanlage 1 und ein zweiter Fehler F2 nahe der zweiten Sammelschiene 82. Die Fehler sollen darin bestehen, dass ein Kurzschluss auftritt. Die Folge des Kurzschlusses ist, dass die Spannung in diesem Bereich auf nahezu null zusammenbricht, und dass gegebenenfalls der Ge- nerator der Windenergieanlage auf den Kurzschluss speist.
Zuerst sei das Verhalten einer herkömmlichen Windenergieanlage bei beiden Fehlern näher erläutert: Liegt ein Kurzschlussfehler im Bereich Fl vor, so bricht die verbleibende Spannung an der Windenergieanlage deutlich ein. Sie wird so niedrig, dass es zu einer Abschaltung der herkömmlichen Windenergieanlage käme. Die herkömmliche Windenergieanlage kann nach dem Abschalten erst dann wieder eine Neusynchronisation vornehmen und dann wieder Leistung in das Netz einspeisen, wenn ein ausreichendes Spannungsniveau im Bereich der Sammelschiene 81 erreicht ist. Nun sei angenommen, dass ein Fehler F2 in der zweiten Schiene 82 auftritt. Wegen der größeren Entfernung ist die verbleibende Spannung an der Windenergieanlage noch ausreichend hoch (oberhalb einer Schwelle von ca. 5 bis 15 % der Nennspannung), sodass der Umrichter der Windenergieanlage weiter elektrische Leistung in das Netz einspeisen könnte. Allerdings stellt sich bei Windenergieanlagen generell das Problem, dass sich in Folge der im Vergleich zu herkömmlichen Kraftwerken mit Synchrongeneratoren geringen Massenträgheit rasch Frequenzänderungen bzw. Phasenabweichungen einstellen. Es kommt zu einem Phasenunterschied und Ansteigen der Frequenz in dem Bereich der betroffenen Windenergieanlage.
Herkömmliche Windenergieanlagen mit Umrichter ohne Zusatzmaßnahme sind also nicht in der Lage, die Netzfrequenz und Phasenlage synchron zum Restnetz zu halten. Dies führt da- zu, dass nach Fehlerklärung erhebliche Ausgleichsströme auf Grund abweichender Frequenz bzw. Phasenlage entstehen können. Um dem entgegen zu wirken, ist erfindungsgemäß ein Netzstörungsmodul 5 vorgesehen.
In Figur 3 ist das Netzstörungsmodul 5 dargestellt. Dessen Aufbau und Funktionsweise sollen nachfolgend näher erläutert werden. Messaufnehmer 50, 50' für Spannung bzw. Strom in den einzelnen Phasen des Netzes sind netzseitig an dem Mittelspannungstransformator 17 angeordnet. Ihre Messsigna- Ie sind als Eingangssignal an die Messeinrichtung 51 angelegt. Die Messeinrichtung 51 bestimmt daraus Parameter für die Netzspannung U, deren Frequenz f und Phasenlage φ. Das Signal für die Netzspannung U wie auch für die Netzfrequenz f ist an den Detektor 52 angelegt. Der Detektor 52 enthält Differenzierstufen 52' für die Eingangssignale, so dass außer dem absoluten Wert für die Netzspannung U auch ein Spannungsänderungssignal ΔU und entsprechend außer dem absoluten Signal für die Netzfrequenz auch ein Netzfrequenz- anderungsSignal Δf bereitsteht. Es sei angemerkt, dass alternativ zusätzlich zu der Spannung auch Netzströme verwendet werden können. Anhand der angelegten Signale bestimmt der Detektor 52 auf Grund des Betrags oder einer Änderung der Frequenz und/oder auf Grund des Betrags oder einer Änderung der Spannung U, ob sich aus dem Netz 9, an das die Windenergieanlage 1 angeschlossen ist, ein Inselnetz gebildet hat. Bei Erkennung einer Inselnetzbildung gibt der Detektor 52 ein entsprechendes Schaltsignal an seinem Ausgang aus.
Die von der Messeinrichtung 51 erzeugten Signale für die Frequenz f und für die Phasenlage φ werden als Eingangssignale an den Referenzgenerator 53 angelegt. Dieser erzeugt daraus mittels einer Schwingeinrichtung, wie einem stabilisierten Oszillator, einer PLL oder einer hochgenauen Funkuhr, einen kontinuierlichen Referenzwert für die Netzfrequenz. Der Referenzgenerator 53 ist dabei so ausgebildet, dass auch bei Ausbleiben von Signalen der Messeinrichtung 51 der Referenzwert weiter erzeugt wird. Der Referenzwert umfasst ein Frequenzsignal fs wie auch ein Phasensignal φs. Er wird als Führungsvektor am Ausgang des Referenzgenerators 53 ausgegeben und über ein Schaltelement 73 an den Umrichter 3 angelegt. Dieses schaltet den Führungsvektor in Abhängigkeit von einem angelegten Steuersignal durch.
Das von dem Detektor 52 erzeugte Schaltsignal für die Inselnetzbildung ist an einem Eingang der Fehlerführungseinheit 54 angelegt. An weiteren Eingängen sind Signale für die Netzspannung und optional weitere Signale für den
Stromfluss in das Netz und die eingespeiste Blindleistung Q angelegt. Ein weiterer Eingang kann vorgesehen sein als Eingangskanal für FührungsSignale CMD, wie beispielsweise zum Runterfahren der Windenergieanlage. Die Fehlerführungseinheit 54 umfasst einen Fehlerklassifikator 55, ein Zeitmodul 56 sowie ein Transitmodul 57. Der Fehlerklassifikator 55 dient dazu, aus den angelegten Eingangssignalen zu bestimmen, ob und ggf. welche Netzstörung vorliegt und eine geeignete Betriebsweise auszuwählen. Über einen Ausgangskanal OUT können Betriebszustände und/oder Parameter, wie für die Spannung U und die Frequenz f, ausgegeben werden.
Für den Betrieb bei Inselnetzbildung ist ein schneller Frequenzregler 64 vorgesehen. Er umfasst ein Differenzglied 62, an dessen Eingängen das von der Messeinrichtung 51 bestimmte Netzfrequenzsignal f und ein Signal für eine Sollnetzfrequenz, das vom Referenzgenerator 53 erzeugt ist, an- gelegt sind. Der Frequenzregler 64 ist dazu ausgebildet, bei Abweichungen zwischen der gemessenen Frequenz und der Sollfrequenz die von dem Umrichter 3 einzuspeisende Wirkleistung P mit einer schnellen Zeitkonstanten von vorzugsweise 10 bis 50 ms zu regeln. Dazu stellt der Frequenzreg- ler 64 an seinem Ausgang ein Signal für eine Sollwirkleistung Ps bereit, welches über ein Schaltelement 74 an einen Steuereingang des Umrichters 3 angelegt ist. Weiter ist der Frequenzregler über eine Steuerleitung mit dem Chopper 34 des Umrichters 3 verbunden. Bei Bedarf kann er durch An- steuern des Choppers 34 Energie vernichten, also die Wirkleistung schnell reduzieren, um so schnell und effizient die Frequenz an einem übermäßigen Ansteigen zu hindern.
Weiter ist eine Netzfolgeeinheit 67 vorgesehen. Sie umfasst einen Winkelablagedetektor 68 und einen Begrenzer 69. Der Winkelablagedetektor 68 weist zwei Eingänge auf, an die jeweils ein Signal für den Winkel (Phasenlage) im Netz, wie von der Messeinrichtung bestimmt, und der Phase cpi des Um- richters 3 angelegt sind. Aus der Differenz wird ein Signal für die Winkelablage (Differenzwinkel) gebildet. Dieses Signal ist an den Begrenzer angelegt, der es in Bezug auf den Betrag und gegebenenfalls auch in Bezug auf die Ände- rungsgeschwindigkeit auf Grenzwerte limitiert und am Ausgang der Netzfolgeinheit ausgibt. Das Ausgangssignal ist an den Referenzgenerator 53 angelegt. Damit wird bewirt, dass die Phase des Führungsvektors so geändert wird, dass der Umrichter 3 elektrische Leistung mit einer solchen Phase einspeist, dass die Grenzwerte nicht überschritten werden.
Weiter ist ein optionaler zusätzlicher Spannungsregler 65 vorgesehen. Er umfasst ein Differenzglied 63, das eine Differenz aus der tatsächlich gemessenen Netzspannung U und einem angelegten Sollspannungswert Us bildet. Der Spannungsregler 63 ist dazu ausgebildet, basierend auf der Spannungsdifferenz eine Sollblindleistung Q8 zu bestimmen, die als Steuersignal über ein Schaltelement 75 an den Umrichter 3 angelegt ist.
Die Betriebsweisen werden nachfolgend unter Bezugnahme auf Figur 3 näher erläutert. Mittels der Messeinrichtung 51 werden Strom und Spannung des Netzes gemessen, und daraus Signale für die Netzfrequenz f sowie die Phasenlage φ be- stimmt. Basierend auf den so bestimmten Frequenz- und Phasensignalen erzeugt der Referenzgenerator 53 einen kontinuierlichen Referenzwert. Dieser kann als Führungsvektor für die Ansteuerung des Umrichters 3 verwendet werden. Weiter wertet der Detektor 52 die von der Messeinrichtung 51 be- stimmten Signale für die Spannung und die Frequenz bzw.
Phase aus, und gibt ein Ausgangssignal aus, wenn eine Inselnetzbildung erkannt wird. Sofern keine Inselnetzbildung erkannt wird, wiederholt sich der vorstehend beschriebene Vorgang. Wird eine Inselnetzbildung erkannt, so wird ein Schaltsignal an den Fehlerklassifikator 55 angelegt. Dieser ermittelt aus dem ebenfalls angelegten Signal für die Spannung U, ob die Spannung unter der Schwelle liegt, die für eine sichere Kennung der Spannung eingestellt ist (beispielsweise 5 bis 15% der Nennspannung des Netzes 9) . In diesem Fall schaltet in einer ersten Betriebsweise der Fehlerklassifikator 55 das Schaltelement 73 durch, so dass der von dem Referenzgenerator 53 erzeugte Führungsvektor an den Umrichter 3 angelegt ist. Der Umrichter 3 speist so weiterhin Strom ein, während im Stand der Technik bei einer Spannung unter der Schwelle die weitere Einspeisung gestoppt wird.
Liegt hingegen die Spannung U über der vorgegebenen Schwelle, so wird bei durch den Detektor 52 erkannter Inselnetzbildung von dem Fehlerklassifikator 55 die erfindungsgemäße schnelle Frequenzregelung aktiviert. Dazu wird das Schaltelement 74 durchgeschaltet. Bei der schnellen Frequenzrege- lung wird versucht, mit einer Zeitkonstante im Bereich von wenigen 10ms, die Netzfrequenz wieder auf den gewünschten Wert zu regeln. Der Frequenzregler 64 bewerkstelligt dies, indem über ein Steuersignal die Wirkleistungseinspeisung P des Umrichters 3 verändert wird. Dabei kann optional vorge- sehen sein, nicht nur auf die Frequenz f zu regeln, sondern vielmehr auch die Phase φ heranzuziehen. Der Sollwert der Phasenlage kann bereitgestellt werden durch den Referenzgenerator 53. Aus der Differenz wird eine Regelabweichung ermittelt, welche zu einer entsprechenden Veränderung der von dem Umrichter 3 eingespeisten Wirkleistung P führt. Ist zusätzlich die Betriebsweise Spannungsregelung durch Betätigen des Schaltelements 75 aktiviert, wird in entsprechender Weise die Istspannung gemessen und mit einem Sollwert ver- glichen. Als Sollwert kann ein von der Messeinrichtung 51 bestimmter Referenzwert für die Spannung vor Eintritt des Netzfehlers dienen. Sofern dieser Referenzwert aus der Spannung vor Eintritt des Netzfehlers gewonnen wurde, kann dieser beispielsweise ein Mittelwert aus einem vorgebbaren Zeitraum von Werten vor dem Netzfehler sein, wobei die Werte vor dem Eintreten des Netzfehlers gemessen und in der Steuerung der Windenergieanlage gespeichert wurden. Aus der ermittelten Spannungsdifferenz wird durch den Spannungsreg- ler 65 ein Steuersignal gebildet, welches über das Schaltelement 75 an den Umrichter 3 angelegt ist, so dass die von dem Umrichter bereitgestellte Blindleistung in Abhängigkeit von der Spannungsdifferenz verändert wird. Zweckmäßigerweise ist vorgesehen, dass im Falle einer zu großen Spannungs- differenz auf einen bestimmten Maximalwert geregelt wird, der nicht zu einer Überlastung des Umrichters führt.
Wird der Netzfehler geklärt, was der Fehlerklassifikator 55 beispielsweise anhand eines schnellen Wiederanstiegs der Spannung U oder einer sprungartigen Änderung der Phasenlage φ ermitteln kann, so beendet die Fehlerführungseinheit 54 die schnelle Frequenzregelung durch Abschalten der Schaltelemente 73,74,75 und die von dem Umrichter 3 einzuspeisende Wirkleistung wird wieder auf den Wert vor Fehlereintritt oder auf einen externen Vorgabewert eingestellt. Dazu ist ein Transitmodul 57 vorgesehen, welches beispielsweise eine Rampenfunktion implementiert. Das von dem Transitmodul 57 erzeugte entsprechende Steuersignal wird über das Schaltelement 77, welches von dem Fehlerklassifikator 55 in die- sem Fall zugeschaltet wird, an den Umrichter 3 übertragen
Durch Zusammenwirken mit dem Zeitmodul 56 prüft der Fehlerklassifikator 55, ob innerhalb einer einstellbaren ers- ten Zeitdauer von beispielsweise 150ms nach Fehlereintritt die Spannung trotz der Einspeisung von Blindleistung immer noch auf einen Wert nahe null verharrt. Sollte dies der Fall sein, so erkennt der Fehlerklassifikator auf einen Kurzschluss in der Nähe der Windenergieanlage 1 (Fehlerfall Fl), und gibt nach Ablauf dieser ersten Zeitdauer ein Signal zur Trennung der Windenergieanlage 1 von dem Netz aus (beispielsweise Öffnen des Schaltschütz 18) . Damit kann sichergestellt werden, dass es nicht zu einer unzulässig lan- gen Einspeisung von elektrischer Leistung auf einen Kurzschluss nahe der Windenergieanlage 1 kommt. Steigt hingegen die Spannung U nach Einspeisung von Blindleistung über einen einstellbaren Grenzwert an, so erkennt der Fehlerklassifikator 55, dass der Fehler sich in einem größeren Ab- stand zur Windenergieanlage 1 befindet (Fehlerfall F2) . Die Windenergieanlage 1 kann dann für einen längeren Zeitraum betrieben werden, wodurch zusätzliche Leistung in das Netz eingespeist wird, was zur Beibehaltung der Betriebssicherheit des Netzes von Vorteil ist. Es ist zweckmäßig, wenn der Fehlerklassifikator 55 dann den Eingangskanal aktiviert. Damit ist es ermöglicht, dass Frequenzsollwerte von extern vorgegeben werden, die dann entsprechend angefahren werden. Damit kann eine Wiedersynchronisation der elektrischen Größen im Inselnetz mit denjenigen im Netz 9 erreicht werden. Außerdem ist vorzugsweise vorgesehen, dass der Fehlerklassifikator 55 Ist-Werte für die Frequenz und Spannung über den Ausgangskanal OUT ausgibt, um die Regelung von Frequenz und Spannung im Inselnetz mit anderen Energieerzeugern, wie anderen Windenergieanlagen, abstimmen zu kön- nen. Weiter prüft der Fehlerklassifikator 55, ob die Netzspannung nach einer bestimmbaren zweiten Zeitdauer, vorzugsweise 400ms, über eine SpannungsschwelIe von beispielsweise 50% der Nennspannung steigt. Steigt sie nicht über diesen Wert, so erkennt der Fehlerklassifikator 55 einen schweren, nicht geklärten Fehler im Netz und gibt ein Schaltsignal zum Herunterfahren der Windenergieanlage aus. Ist hingegen ein Inselbetrieb mit Spannung über der Schwel- Ie möglich, wird die Windenergieanlage erst auf ein externes Kommandosignal heruntergefahren.
In Figur 4a und b sind Kennlinien für den Betrieb der erfindungsgemäßen schnellen Frequenzregelung bei Netzfehlern dargestellt. Figur 4a zeigt den Winkel der Netzspannung φ und den von dem Referenzgenerator 53 erzeugten Referenzwinkel φs während einer Netzstörung. Deutlich erkennt man das Einsetzen der Störung bei 0,2s und das Ende der Störung bei 3,8s durch Sprünge in der Winkellage der Netzspannung um ca. 15 bis 20°. In Figur 4b ist die Winkeländerung Δφ der Netzspannung ohne (obere Linie) und mit (untere Linie) der erfindungsgemäßen schnellen Frequenzregelung dargestellt. Man erkennt, dass die Regeldifferenz zwischen dem Soll- und dem Istwert des Phasenwinkels von dem schnellen Frequenz- regier 64 mit einer kurzen Zeitkonstante auf einen Wert nahe Null ausgeregelt wird.
In Fig. 5 ist eine optionale Ergänzung des Netzstörungsmoduls 5 dargestellt. Es ist zusätzlich ein Synchronisations- modul 58 vorgesehen, das über eine Datenleitung mit dem
Fehlerklassifikator 55, dem Frequenzregler 64 und dem Spannungsregler 65 (beide Regler sind in Fig. 5 nicht dargestellt) verbunden ist. Das Synchronisationsmodul umfasst vorzugsweise je eine eigene Kommunikationseinheit 59 und Zeitreferenz 59', kann aber auch über den Fehlerklassifikator 55 kommunizieren bzw. Zeitsignale von dessen Zeitmodψl 56 empfangen. Das Synchronisationsmodul 58 dient dazu, die Windenergieanlage mit dem Parkmaster 7 bzw. einer externen Kontrollstelle, wie der Leitwarte eines Betreibers des Netz 9, und/oder mit anderen Windenergieanlagen 1', die vorzugsweise in demselben Windpark angeordnet sind, zu verbinden. Das Synchronisationsmodul 58 gleicht den Führungsvektor der eigenen Windenergieanlage mit dem anderer Windenergieanlagen 1' bzw. mit dem Parkmaster 7 (oder der Kontrollstelle) ab. Dazu ist das Synchronisationsmodul 56 derart ausgebildet, dass es den aktuellen Führungsvektor mit einem von der Zeitreferenz (oder dem Zeitmodul 56) bereitgestellten Zeit- Stempel versieht und über die Kommunikationseinheit 59 ausgibt. Umgekehrt empfängt das Synchronisationsmodul 58 entsprechende Signale von den anderen Windenergieanlagen bzw. dem Parkmaster 7 (oder der Kontrollstelle) . Der Zeitstempel wird extrahiert und der aktuelle Führungsvektor wird unter Berücksichtigung der ZeitInformation berechnet und an den Fehlerklassifikator 55 ausgegeben.
Hierbei können optional verschiedene Varianten vorgesehen sein. In einer ersten Variante gibt der Parkmaster 7 zent- ral die Führungsgroßen für Spannung, Frequenz und Phasenlage aus . An den einzelnen Windenergieanlagen werden diese Größen ebenfalls erfasst und daraus Abweichungen berechnet, die abgespeichert werden. Bei Eintreten eines Netzfehlers erfolgt eine Abstimmung des von dem Netzstörungsmodul 5 be- stimmten Führungsvektors mit dem Führungsvektor des Parkmasters 7. Dies erfolgt unter Berücksichtigung der eingespeicherten Abweichungen derart, dass zumindest die Frequenz in Übereinstimmung gebracht wird und die Phasenlage erforderlichenfalls je nach aktuellen Werten für Spannung und Strom und den elektrischen Charakteristika, beispielsweise der Verbindungsleitungen 83, 84, neu berechnet wird. In einer zweiten Variante erfolgt die Synchronisation dezentral. Dazu kommuniziert das Synchronisationsmodul 58 ei- ner Windenergieanlage 1 mit mindestens einer anderen Windenergieanlage 1'. Dabei kann eine Kommunikationsstruktur in Gestalt einer Verkettung der einfachen Windenergieanlagen 1, 1' oder einer Vermaschung vorgesehen sein, bei der jede der Windenergieanlagen 1, mit vorher bestimmten benachbarten Windenergieanlagen 1' kommuniziert. In einer dritten Variante erfolgt die Kommunikation mit einem externen Punkt außerhalb des Windparks. Dieser Punkt ist vorzugsweise so weit beabstandet, dass er mit einiger Wahrscheinlichkeit bei Auftreten des Netzfehlers nicht im Inselnetz, sondern im verbleibenden Netz 9 liegt. Somit kann bei dieser Variante auch bei länger dauernder Inselnetzbildung die Frequenz und Spannung synchron zu der im Netz 9 gehalten werden.

Claims

Patentansprüche
Windenergieanlage mit einem von einem Windrotor (12) angetriebenen Generator (2) und einem Umrichter (3) zur Erzeugung elektrischer Energie, die in eine Netz (9) eingespeist wird, und einer Steuereinrichtung (4) ,
dadurch gekennzeichnet dass,
die Steuerung ein Netzstörungsmodul (5) aufweist, welches als Komponenten umfasst,
eine Messeinrichtung (51) für mindestens einen elektrischen Parameter des Netzes (9),
einen Detektor (52) zur Erkennung einer Netzstörung und Ausgabe eines Schaltsignals,
einen Referenzgenerator (53), der basierend auf dem von der Messeinrichtung (51) bestimmten Parameter einen Ersatzführungsvektor für den Umrichter (4) erzeugt, und
eine Fehlerführungseinheit (54) , die einen Fehlerklas- sifikator (55) aufweist und mit den anderen Komponenten (51 - 53) derart zusammenwirkt, dass in einem Unterspannungsfall bei Inselbetrieb ein schneller Fre- quenzregler (64) aktiviert ist, der auf den Umrichter (4) einwirkt, um bei Abweichung der Netzfrequenz die Wirkleistungseinspeisung P zu verändern.
2. Windenergieanlage nach Anspruch 1,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Fehlerführungseinheit (54) weiter mit einem Spannungsregler (65) derart zusammenwirkt, um bei Inselbetrieb die Netzspannung durch Ändern der Blindleistung Q zu regeln.
3. Windenergieanlage nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet dass,
die Fehlerführungseinheit (54) weiter dazu ausgebildet ist, in einem Kurzschlussfall den Ersatzführungsvektor auf den Umrichter (3) aufzuschalten.
4. Windenergieanlage nach einem der vorangehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Fehlerführungseinheit (54) ein Zeitmodul (56) aufweist .
5. Windenergieanlage nach Anspruch 4,
dadurch gekennzeichnet, dass
der Fehlerklassifikator (55) mit dem Zeitmodul (56) derart zusammenwirkt, dass bei anhaltendem Kurzschluss nach einer ersten Zeitdauer keine Leistung mehr in das Netz eingespeist wird.
6. Windenergieanlage nach Anspruch 4 oder 5,
dadurch gekennzeichnet, dass
der Fehlerklassifikator (55) mit dem Zeitmodul (56) derart zusammenwirkt, dass bei anhaltender Unterspannung nach einer zweiten Zeitdauer keine Leistung mehr in das Netz neu eingespeist wird.
7. Windenergieanlage nach einem der Anspruch 4 bis 6,
dadurch gekennzeichnet, dass
der Fehlerklassifikator (55) mit dem Zeitmodul (56) derart zusammenwirkt, dass bei Inselbetrieb nach einer dritten Zeitdauer keine Leistung mehr in das Netz (9) eingespeist wird.
8. Windenergieanlage nach einem der Ansprüche 5 bis 7,
dadurch gekennzeichnet, dass
bei ansteigender Spannung die Windenergieanlage (1) über einen einstellbaren längeren Zeitraum weiter Leistung in das Netz (9) einspeist.
9. Windenergieanlage nach einem der vorangehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Fehlerführungseinheit (54) einen Eingangskanal (CMD) aufweist, über den bei Inselbetrieb zumindest die Frequenz und/oder Phasenlage vorgebbar ist.
10. Windenergieanlage nach einem der vorangehenden Ansprü- che,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Fehlerführungseinheit (54) einen Ausgangskanal (OUT) aufweist, über den bei Inselbetrieb der Führungsvektor ausgegeben wird.
11. Windenergieanlage nach einem der vorangehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
der Generator (2) eine doppelt gespeiste Asynchronmaschine ist.
12. Windenergieanlage nach einem der vorangehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
der schnelle Frequenzregler (64) zusätzlich auf einen Verbraucher einwirkt .
13. Windenergieanlage nach Anspruch 12,
dadurch gekennzeichnet, dass der Verbraucher ein Chopper (35) an dem Umrichter (3) ist.
14. Windenergieanlage nach Anspruch 12 oder 13,
dadurch gekennzeichnet, dass
der Verbraucher ein steuerbarer Widerstand ist.
15. Windenergieanlage nach einem der vorangehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Fehlerführungseinheit (54) ein Transitmodul (57) aufweist, dass bei einem Ende des Inselbetriebs das an den Umrichter gelegte Signal für die Wirkleistung wieder auf einen Vorgabewert zurückführt.
16. Windenergieanlage nach Anspruch 15,
dadurch gekennzeichnet, dass
der Vorgabewert der ursprünglichen Wert vor Eintritt des Netzfehlers oder ein aktuell geforderter Wert ist.
17. Windenergieanlage nach Anspruch 15 oder 16,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Transitmodul (57) eine Rampenfunktion aufweist.
18. Windenergieanlage nach einem der vorangehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
eine Netzfolgeeinheit vorgesehen ist, die zum Begrenzen eines Differenzwinkels ausgebildet ist.
19. Windenergieanlage nach Anspruch 21,
dadurch gekennzeichnet, dass
die Netzfolgeeinheit einen Winkelablagedetektor und einen Begrenzer aufweist.
20. Windenergieanlage nach einem der vorangehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
ein Synchronisationsmodul (58) vorgesehen ist, das mit der Fehlerführungseinheit (54) und dem Frequenzregler (64) verbunden ist und derart zusammenwirkt, um den Führungsvektor mit einer externen Stelle abzugleichen.
21. Windenergieanlage nach Anspruch 20,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Synchronisationsmodul mit einer Zeitreferenz (56) zusammenwirkt, um dem Führungsvektor mit einem Zeitstempel zu versehen.
22. Windenergieanlage nach Anspruch 20 oder 21,
dadurch gekennzeichnet, dass
das Synchronisationsmodul (58) eine Kommunikationsein- heit (59) aufweist.
23. Windpark mit einem Parkmaster (7) und mehreren Windenergieanlagen (1), die einen von einem Windrotor (12) angetriebenen Generator (2) und einen Umrichter (3) zur Erzeugung elektrischer Energie aufweisen, die in ein Netz (9) eingespeist wird,
dadurch gekennzeichnet, dass
der Parkmaster ein Netzstörungsmodul (5) aufweist, das nach einem der Ansprüche 1 bis 19 ausgebildet ist.
24. Windpark nach Anspruch 23,
dadurch gekennzeichnet, dass
ein Synchronisationsmodul gemäß einem der Ansprüche 20 bis 22 an der Steuereinrichtung (4) angeordnet ist.
25. Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage mit einem durch einen Windrotor (12) angetriebenen Generator (2) und einem Umrichter (3) zur Erzeugung elektrischer Energie, die in ein Netz (9) eingespeist wird,
gekennzeichnet durch die Schritte Messen eines elektrischen Parameters des Netzes (9),
Detektieren einer Inselnetzbildung mit Ausgabe eines Schaltsignals ,
Generieren eines Referenzwerts als Führungsvektor basierend auf dem gemessenen Parameter für den Umrichter (3),
Klassifizieren eines Fehlers bei Erkennen des Schaltsignals,
wobei in einem Unterspannungsfall bei Inselbetrieb eine schnelle Frequenzregelung erfolgt, bei welcher mit- tels des Umrichters (4) durch Ändern der Wirkleistung P die Frequenz des Netzes (9) geregelt wird.
26. Verfahren nach Anspruch 25,
gekennzeichnet durch
Verwenden eines Netzstörungsmoduls (5) gemäß einem der Ansprüche 1 bis 17.
27. Verfahren nach Anspruch 26,
gekennzeichnet durch
Betreiben eines Synchronisationsmoduls (58) gemäß ei- nem der Ansprüche 18 bis 20.
28. Verfahren nach Anspruch 27, gekennzeichnet durch
Synchronisieren der Windenergieanlage mit einem Parkmaster (7) .
29. Verfahren nach Anspruch 27,
gekennzeichnet durch
Synchronisieren mit einer anderen Windenergieanlage d') .
30. Verfahren nach Anspruch 27,
dadurch gekennzeichnet, dass
parkexterne Vorgabewerte empfangen werden und auf diese synchronisiert wird.
PCT/EP2008/008545 2007-10-12 2008-10-09 Windenergieanlagen mit regelung für netzfehler und betriebsverfahren hierfür Ceased WO2009049822A2 (de)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP08802851.9A EP2198497B1 (de) 2007-10-12 2008-10-09 Windenergieanlagen mit regelung für netzfehler und betriebsverfahren hierfür
US12/682,438 US8378515B2 (en) 2007-10-12 2008-10-09 Wind turbines having control for network faults and operating method thereof
CN2008801202906A CN101897098B (zh) 2007-10-12 2008-10-09 具有电网故障调节的风力发电设备及其运行方法
DK08802851.9T DK2198497T3 (da) 2007-10-12 2008-10-09 Vindenergianlæg med regulering af netværksfejl og driftsfremgangsmåde hertil
ES08802851T ES2812255T3 (es) 2007-10-12 2008-10-09 Aerogeneradores con regulación para fallos de red y procedimiento de funcionamiento de los mismos

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102007049251.2 2007-10-12
DE102007049251A DE102007049251A1 (de) 2007-10-12 2007-10-12 Windenergieanlagen mit Regelung für Netzfehler und Betriebsverfahren hierfür

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2009049822A2 true WO2009049822A2 (de) 2009-04-23
WO2009049822A3 WO2009049822A3 (de) 2009-11-26

Family

ID=40458692

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2008/008545 Ceased WO2009049822A2 (de) 2007-10-12 2008-10-09 Windenergieanlagen mit regelung für netzfehler und betriebsverfahren hierfür

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8378515B2 (de)
EP (1) EP2198497B1 (de)
CN (1) CN101897098B (de)
DE (1) DE102007049251A1 (de)
DK (1) DK2198497T3 (de)
ES (1) ES2812255T3 (de)
WO (1) WO2009049822A2 (de)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130043690A1 (en) * 2009-12-16 2013-02-21 Psymetrix Limited Generation plant control apparatus and method
EP2629386B1 (de) 2012-02-16 2018-01-10 GE Renewable Technologies Verfahren zur verhinderung der spannungsinstabilität in einem elektrischen netz eines offshore-windparks

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2004047284A1 (ja) * 2002-11-15 2004-06-03 Zephyr Corporation 風力発電装置
US8086355B1 (en) * 2007-02-28 2011-12-27 Global Embedded Technologies, Inc. Method, a system, a computer-readable medium, and a power controlling apparatus for applying and distributing power
DE102007049251A1 (de) * 2007-10-12 2009-04-23 Repower Systems Ag Windenergieanlagen mit Regelung für Netzfehler und Betriebsverfahren hierfür
CN101789608B (zh) * 2010-03-31 2012-07-04 德阳瑞能电力科技有限公司 孤立电网多机组并行负荷分配控制系统
EP2385367B1 (de) * 2010-05-05 2017-06-28 Siemens Aktiengesellschaft Anordnung zur Detektion einer fehlerhaften elektrischen Verbindung
DE102010023038A1 (de) * 2010-06-08 2011-12-08 Repower Systems Ag Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
DE102010026299A1 (de) * 2010-07-06 2012-01-12 Phoenix Contact Gmbh & Co. Kg Verfahren zur Steuerung von PV-Anlagen in einem Stromversorgungsnetz
DE102010050591A1 (de) * 2010-11-05 2012-05-10 Eads Deutschland Gmbh Windpark, Windenergieanlage in einem Windpark, sowie Betriebssteuerung hierfür
CN101997312A (zh) * 2010-12-08 2011-03-30 浙江省电力试验研究院 一种快速有效抑制海岛电网频率波动的方法
US20120147637A1 (en) * 2010-12-13 2012-06-14 Northern Power Systems, Inc. Methods, Systems, and Software for Controlling a Power Converter During Low (Zero)-Voltage Ride-Through Conditions
GB2483317B (en) * 2011-01-12 2012-08-22 Solaredge Technologies Ltd Serially connected inverters
DE102011051199A1 (de) * 2011-06-20 2012-12-20 Changetec Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Inselnetzerkennung
WO2013044923A1 (en) * 2011-09-28 2013-04-04 Vestas Wind Systems A/S Multi bandwidth voltage controllers for a wind power plant
ES2562655T3 (es) * 2011-09-30 2016-03-07 Vestas Wind Systems A/S Control de retroceso rápido que incluye pérdidas de planta
DE102011084910A1 (de) * 2011-10-20 2013-04-25 Wobben Properties Gmbh Verfahren und Vorrichtung zum Einspeisen elektrischen Stroms in ein elektrisches Netz
DE102012102744B4 (de) * 2012-03-29 2016-11-10 Sma Solar Technology Ag Wechselrichter und Verfahren und Vorrichtung zur Phasensynchronisation eines Wechselrichters
GB2503262B (en) 2012-06-20 2020-04-01 Nidec Control Techniques Ltd System and method for managing recovery of control in an electrical system
US9698593B2 (en) * 2012-11-20 2017-07-04 Vestas Wind Systems A/S Methods and systems for reducing the impact of a generator short circuit in a wind turbine
DE102013111870A1 (de) 2013-10-28 2015-04-30 Sma Solar Technology Ag Wechselrichter und Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers
CN104793067B (zh) * 2014-01-20 2018-05-01 国家电网公司 用于风电场功率调节和电能质量的评估系统及其评估方法
US9520819B2 (en) 2014-02-28 2016-12-13 General Electric Company System and method for controlling a power generation system based on a detected islanding event
IN2015CH05846A (de) 2015-10-29 2017-05-05
DE102016101468A1 (de) * 2016-01-27 2017-07-27 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz
EP3236324B1 (de) * 2016-04-22 2019-04-10 Siemens Aktiengesellschaft Diagnosetool und diagnoseverfahren zur ermittlung einer störung einer anlage
CN108204331B (zh) * 2016-12-19 2020-02-14 北京金风科创风电设备有限公司 风力发电机组的故障处理方法及装置
DE102016124840A1 (de) * 2016-12-19 2018-06-21 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Steuern eines Netzwiederaufbaus
US10396695B2 (en) * 2017-04-18 2019-08-27 General Electric Company Method for protecting an electrical power system
DE102017108637A1 (de) * 2017-04-24 2018-10-25 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Erfassen einer Inselnetzbildung
DE102017112936A1 (de) * 2017-06-13 2018-12-13 Wobben Properties Gmbh Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung mittels einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit, insbesondere Windenergieanlage
DE102017011235A1 (de) * 2017-12-06 2019-06-06 Senvion Gmbh Windpark mit autarker Phasenwinkelregelung
US10819103B2 (en) * 2017-12-07 2020-10-27 General Electric Company Systems and methods for isolating faults in electrical power systems connected to a power grid
CN108270216B (zh) * 2018-02-08 2021-05-28 东北大学 一种考虑多目标的复杂配电网故障恢复系统及方法
EP3579370A1 (de) * 2018-06-05 2019-12-11 Nordex Energy GmbH Verfahren zum betrieb einer windenergieanlage
EP3621169A1 (de) * 2018-09-04 2020-03-11 Siemens Aktiengesellschaft Inselnetz und verfahren zum betrieb eines inselnetzes
DE102018125445A1 (de) * 2018-10-15 2020-04-16 Wobben Properties Gmbh Störfallregelung für einen Windpark
US10868482B1 (en) 2019-05-28 2020-12-15 General Electric Company Dual-frequency filter for distinguishing between different types of grid events
EP3813218A1 (de) 2019-10-25 2021-04-28 Wobben Properties GmbH Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
CN120883472A (zh) * 2023-02-09 2025-10-31 通用电气维诺瓦可再生能源西班牙有限公司 基于逆变器的资源的电网形成孤岛检测和连续操作

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5329221A (en) * 1992-08-12 1994-07-12 Electric Power Research Institute Advanced static var compensator control system
US5384696A (en) * 1992-10-30 1995-01-24 Electric Power Research Institute, Inc. Active power line conditioner with fundamental negative sequence compensation
US5428283A (en) * 1994-05-26 1995-06-27 Alliedsignal Inc. Power factor control of pulse width modulated inverter supplied permanent magnet motor
CA2195085C (en) * 1994-07-22 2000-04-11 Colin D. Schauder Transmission line power controller with a continuously controllable voltage source responsive to a real power demand and a reactive power demand
US20040010350A1 (en) * 2000-05-31 2004-01-15 Per-Anders Lof Distributed power generation system protection scheme
US7233129B2 (en) * 2003-05-07 2007-06-19 Clipper Windpower Technology, Inc. Generator with utility fault ride-through capability
US6977827B2 (en) * 2004-03-22 2005-12-20 American Superconductor Corporation Power system having a phase locked loop with a notch filter
JP3918837B2 (ja) * 2004-08-06 2007-05-23 株式会社日立製作所 風力発電装置
DE102005026062A1 (de) * 2005-06-07 2007-04-12 Kühn, Walter, Prof. Dr. Ing. Automatische Leistungs-Frequenz-Regelung und automatische Erzeugungsregelung mit selbstgeführten, pulsweitenmodulierten Wechselrichtern
US7786691B2 (en) * 2006-10-24 2010-08-31 Unico, Inc. Bus disturbance regulator
DE102007049251A1 (de) * 2007-10-12 2009-04-23 Repower Systems Ag Windenergieanlagen mit Regelung für Netzfehler und Betriebsverfahren hierfür
EP2205862A2 (de) * 2007-10-15 2010-07-14 Suzion Energy GmbH Windenergieanlage mit erhöhtem überspannungsschutz

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130043690A1 (en) * 2009-12-16 2013-02-21 Psymetrix Limited Generation plant control apparatus and method
US9979193B2 (en) * 2009-12-16 2018-05-22 Psymetrix Limited Generation plant control apparatus and method
EP2629386B1 (de) 2012-02-16 2018-01-10 GE Renewable Technologies Verfahren zur verhinderung der spannungsinstabilität in einem elektrischen netz eines offshore-windparks

Also Published As

Publication number Publication date
WO2009049822A3 (de) 2009-11-26
CN101897098A (zh) 2010-11-24
DK2198497T3 (da) 2020-08-24
CN101897098B (zh) 2013-11-13
US20100276930A1 (en) 2010-11-04
DE102007049251A1 (de) 2009-04-23
ES2812255T3 (es) 2021-03-16
EP2198497A2 (de) 2010-06-23
EP2198497B1 (de) 2020-06-03
US8378515B2 (en) 2013-02-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2198497B1 (de) Windenergieanlagen mit regelung für netzfehler und betriebsverfahren hierfür
EP2872777B1 (de) Verfahren zum steuern eines elektrischen erzeugers
EP3602722B1 (de) Verfahren zum starten eines energieerzeugungsnetzes
EP2275674B1 (de) Verfahren zum Betrieb eines Windparks
EP2263306B1 (de) Verfahren zum betreiben einer windenergieanlage mit einer doppelt gespeisten asynchronmaschine sowie windenergieanlage mit einer doppelt gespeisten asynchronmaschine
EP2245717B1 (de) Windenergieanlage mit doppelt gespeistem asynchrongenerator und umrichterregelung
EP2087571B1 (de) Umrichter mit steuerbarem phasenwinkel
EP2659138B1 (de) Windpark und verfahren zum betreiben eines windparks
EP2841766B2 (de) Windpark mit schneller lokaler blindleistungsregelung
DE102004048341A1 (de) Windpark mit robuster Blindleistungsregelung und Verfahren zum Betrieb
DE102018105483A1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Energieerzeugungsanlage und Wechselrichter für eine Energieerzeugungsanlage
WO2017167784A1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz mit einem windpark sowie windpark mit schwarzstart
DE102017112491A1 (de) Verfahren zum Betreiben eines Windparks
DE102020119039A1 (de) Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage und energieversorgungsanlage
EP3688860B1 (de) Verfahren zum versorgen von windenergieanlagenkomponenten mit energie sowie energieversorgungseinrichtung und windenergieanlage damit
EP2562414B1 (de) Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage bei Auftreten eines Netzfehlers mit einem Spannungsrückgang sowie eine solche Windenergieanlage
EP3336998A1 (de) Netzersatzanlage, umrichter für eine netzersatzanlage sowie verfahren zum betreiben einer netzersatzanlage
WO2018197468A1 (de) Verfahren zum erfassen einer inselnetzbildung
EP3911856A1 (de) Windenergieanlage zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz
EP3821527A1 (de) Verfahren zum steuern einer einspeiseanordnung

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 200880120290.6

Country of ref document: CN

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2008802851

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

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

Ref document number: 08802851

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A2

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 12682438

Country of ref document: US