DE102007005165A1

DE102007005165A1 - Verfahren, Vorrichtung und Computerprogrammprodukt zur Stromeinspeisung

Info

Publication number: DE102007005165A1
Application number: DE102007005165A
Authority: DE
Inventors: Haiqing Weng; Robert A. Seymour; John D. D'atre; Allen M. Ritter; Xiaoming Yuan; Renchang Dai; Robert W. Delmerico
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: GENERAL ELECTRIC RENOVABLES ESPANA, S.L., ES
Priority date: 2006-01-31
Filing date: 2007-01-29
Publication date: 2007-08-02
Also published as: DK176853B1; US20070177314A1; DK200700104A; CN101026301A; CN101026301B; US7423412B2

Abstract

Es werden ein Verfahren und eine Vorrichtung geschaffen, die eine Antwort auf den Gegensystemstrombedarf während einer Störung des Netzsystems liefern, das mit einer Energie erzeugenden Anlage, wie z.B. einem Windenergiesystem, verbunden ist, und ein Verfolgen von Komponenten in dem Netzsignal, ein Ausrichten wenigstens eines Anteils des Signals und ein Einspeisen des ausgerichteten Anteils ermöglichen. Die kontrollierte Einspeisung des Gegensystemstroms sorgt für eine Ausweitung der Kleinsignalsteuerungsantwort und ermöglicht auch Änderungen der Scheinimpedanz der Netzverbindung der Leistungsumrichteranlage.

Description

Hintergrund
Die Lehren hierin beziehen sich allgemein auf Techniken zur schnellen Kompensation von Phasen- und Amplitudeninformationen in einem elektrischen Signal.
Zahlreiche Länder verlangen jetzt, dass als Erzeugungsanlagen für elektrische Energie verwendete Windenergieanlagen mit dem Elektrizitätsnetz verbunden bleiben, wenn sich das Netz in einem Fehlerzustand befindet. Während eines Fehlers des Systems verbunden zu bleiben (was häufig als „Durchfahren von Spannungseinbrüchen" bzw. „Low Voltage Ride Through" bezeichnet wird) kann aus einer technischen Perspektive herausfordernd sein. Es ist vielleicht am wichtigsten, dass die Phasen- und Amplitudeninformationen der symmetrischen Komponenten in dem Netzsignal schnell und genau für die Steuerungssysteme der Anlage verfügbar gemacht werden. Dies ermöglicht den Steuerungssystemen, rechtzeitig Korrekturvorgänge an der Windenergieanlage vorzunehmen, wodurch die Wirkung von Großsignaltransienten gemildert wird, und dadurch ein Abschalten der Windenergieanlage zu verhindern.

Allgemein ist es eine vorrangige Aufgabe einer Energieerzeugungsanlage, die Mitsystemspannung zu regeln. Traditionelle, stromgeregelte Ansätze versuchen implizit, den Gegensystemstrom zu entfernen. Für ein Windenergiesystem, das einen doppelt gespeisten Asynchrongenerator verwendet, erfordert dies beim Vorhandensein eines Fehler- oder Unsymmetriezustands der Last einen rotorseitigen Umrichter, um eine Gegensystemspannung zu erhalten und einen Gegensystemstrom zu liefern. Leider können Turbinensysteme in ihrer Fähigkeit zum Liefern von ausreichender Gegensystemspannung, -strom oder -leistung beschränkt sein. Dies führt zu einer Verschlechterung der Steuerbarkeit des Systems und zu wiederholtem Einsatz von Schutzmaßnahmen (z.B. einer „Crowbar-Schaltung"), wodurch der Generator und andere Turbinen- bzw. Anlagenkomponenten wiederholten Transienten ausgesetzt werden. Es können Widerstände einer dynamischen Bremse verwendet werden, um als Shunt Energie aus dem Gleichstromkreis abzuleiten, wodurch die Aktivierung der Crowbar beschränkt und die Steuerbarkeit aufrechterhalten wird.

Der Schutz eines mit dem Netz verbundenen Zweig- oder Zweignetzstromkreises kann davon abhängen, dass der Stromkreis eine niedrige Impedanzcharakteristik für Gegensystemspannungen aufweist. Das bedeutet, dass es erwartet werden kann, dass der Zweigstromkreis in der Lage ist, einen gewissen Strom an einen Gegensystemfehler oder -unsymmetriezustand zu liefern. Typischerweise hängt dies von der Fähigkeit des Netzes ab, einem Fehlerzustand standzuhalten. Weiterhin können bei verschiedenen Leistungsstandards für Erzeugungsanlagen in einigen Fällen Gerätespezifikationen einen Gegensystemstrom als Antwort auf eine Gegensystemspannung erfordern. Leider verhindern traditionelle Schemata der Stromhandhabung typischerweise Vorgehensweisen zu einem koordinierten Schutz von Zweig- und Zweignetzstromkreisen.

Traditionelle Lösungen, sich diesen Herausforderungen zuzuwenden, haben zu Systemen mit nichtlinearem Verhalten geführt, die es erschweren, einfache Modelle von Teilsystemelementen zur Verwendung in Gesamtsystemmodellen zu schaffen. Die Planung von Experimenten wird typischerweise ziemlich komplex, wenn erschöpfende Szenarien benötigt werden, um zu versuchen, den Ort des nichtlinearen Systems abzudecken.

Eine Anzahl von Ressourcen sind darauf gerichtet worden, sich dem Betrieb von Erzeugungsanlagen bei Netzstörungen zuzuwenden oder diesen zu untersuchen. Beispiele enthalten eine Vorgehensweise, die in dem Paper „Vestas Handles Grid Requirements", Advanced Control Strategy for Wind Turbines" von Bolik und anderen beschrieben worden ist, bei der zahlreiche Schritte durchgeführt werden, von denen der erste ein Trennen des Stators des Generators vom Netz ist.

Ein zweites Paper, „Transient Analysis of Doubly Fed Wind Power Induction Generator Using Coupled Field-Circuit Model" von Seman und anderen, hat Aspekte von Netzfehlern untersucht. Bei dem von Seman offenbarten Ansatz wird der rotorseitige Frequenzumrichter durch eine modifizierte direkte Drehmomentregelungs(DTC)-Steuerungsstrategie gesteuert.

Ein drittes Paper, „Comparison of Fault Ride-Through Strategies for Wind Turbines with DFIM Generators" von Dittrich und anderen, vergleicht verschiedene Strategien zum Durchfahren von Fehlerzuständen bzw. Fault Ride-Through.

Ein viertes Paper, „Experiences of Voltage Dip Ride Through Factory Testing of Synchronous and Doubly Fed Generator Drives" von Niiranen, offenbart Vorgehensweisen zur Fehleremulation und Messung von Aspekten im Zusammenhang mit Systemfehlern.

Eine Anzahl von Techniken zum Reagieren auf Störungen im Netz nach dem Stand der Technik verlangt die Anwendung einer Crowbar-Schaltung. Wenn dieser Ansatz verwendet wird, ist die Energieerzeuqungsanlage typischerweise nicht in der Lage, im Sinne neuer Standards und Anforderungen an Erzeugungssysteme angemessen zu reagieren.

Was benötigt wird, ist eine Technik, um eine Erzeugungsanlage, wie z.B. eine Windenergieanlage, in Perioden mit niedriger Spannung oder Perioden mit einer Netzsignalinstabilität an das Elektrizitätsnetz gekoppelt zu halten, wobei die Technik die Spannungs-, Strom- und Leistungseigenschaften koordiniert, um die Netzzustände des Mit- und Gegensystems zu berücksichtigen, um die Kleinsignallinearität auszuweiten und eine Verringerung bei den Selbstschutz-Transienten zu bewirken.

Kurze Beschreibung
Wie in den obigen Veröffentlichungen dargestellt führte die Reaktion der Systemsteuerung auf die unsymmetrischen Netzzustände zur Anwendung der „Crowbar" an der Rotorschaltung.
Es ist ein Verfahren zum Verändern einer Wirkung einer Störung in einem Elektrizitätsnetz auf einen mit dem Netz gekoppelten Generator offenbart, wobei das Verfahren ein Verfolgen wenigstens einer Gegensystemkomponente und einer Mitsystemkomponente eines Signals des Elektrizitätsnetzes, ein Ausrichten wenigstens eines Anteils des Betrags der Gegensystemkomponente zum Einspeisen in das Elektrizitätsnetz und ein Einspeisen des wenigstens einen Anteils in das Elektrizitätsnetz zum Verändern der Störung enthält.
Es ist auch eine Vorrichtung zum Verändern einer Wirkung einer Störung in einem Elektrizitätsnetz auf einen mit dem Netz gekoppelten Generator offenbart, wobei die Vorrichtung eine Steuerungseinheit zum Verfolgen wenigstens einer Gegensystemkomponente und einer Mitsystemkomponente eines Signals des Elektrizitätsnetzes, ein Ausrichten wenigstens eines Anteils des Betrags der Gegensystemkomponente zum Einspeisen in das Elektrizitätsnetz und ein Einspeisen des wenigstens einen Anteils in das Elektrizitätsnetz zum Verändern der Störung enthält.
Weiterhin ist ein auf maschinenlesbaren Medien gespeichertes Computerprogrammprodukt offenbart, wobei das Produkt die technische Wirkung von Anweisungen zum Verändern einer Wirkung einer Störung in einem Elektrizitätsnetz auf einen an das Netz gekoppelten Generator aufweist, indem wenigstens eine Gegensystemkomponente und eine Mitsystemkomponente eines Signals des Elektrizitätsnetzes verfolgt werden, wenigstens ein Anteil des Betrags der Gegensystemkomponente zum Einspeisen in das Elektrizitätsnetz ausgerichtet wird und der wenigstens eine Anteil in das Elektrizitätsnetz eingespeist wird, um die Störung zu verändern.
Die Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden von Fachleuten anhand der folgenden detaillierten Beschreibung und der Zeichnungen erkannt und verstanden.
Zeichnungen
Es wird nun auf die Zeichnungen Bezug genommen, in denen gleiche Elemente in den verschiedenen Zeichnungen gleich nummeriert sind:
1 zeigt Aspekte eines Steuerungssystems für eine Windenergieanlage,
2 zeigt eine beispielhafte Topologie für einen doppelt gespeisten Asynchrongenerator (DFIG),
3 zeigt eine beispielhafte Topologie für einen DFIG mit einer Crowbar-Schaltung,
4 zeigt eine beispielhafte Topologie für einen DFIG mit einer dynamischen Bremse,
5 zeigt ein Flussdiagramm, das ein beispielhaftes Verfahren zur Stromkompensation darstellt,
6 zeigt Signaleingänge in den DFIG,
7 zeigt Beziehungen der Gegensystemkomponenten,
8 zeigt ein Blockdiagramm, das Aspekte der Signalanalyse und Bestimmung des Kompensationsstroms darstellt,
9 zeigt ein weiteres Ausführungsbeispiel zum Bestimmen von Aspekten der Signalanalyse und der Bestimmung des Kompensationsstroms,
10 zeigt ein Blockdiagramm, das Aspekte von Beeinflussungen des Kompensationsstroms zur Verwendung als Einspeisestrom darstellt,
11 stellt Aspekte der Fähigkeit zum Einspeisen eines Gegensystemstroms und eines Mitsystem-Wirkstroms und Mitsystem-Blindstroms dar.
12 zeigt die Antwort einer Windenergieanlage nach dem Stand der Technik auf ein simuliertes transientes Ereignis,
13 zeigt die Antwort einer Windenergieanlage, die von den Lehren hierin Gebrauch macht, auf das simulierte transiente Ereignis, und
14 zeigt eine beispielhafte Topologie für ein Synchronmaschinensystem mit Umwandlung der gesamten Energie.
Detaillierte Beschreibung
Die Lehren hierin ermöglichen eine Bestimmung der Werte der Gegensystemspannung bei einer Störung und mit Ausnahme kurzer transienter Schutzmaßnahmen einer Crowbar-Schaltung zu Beginn der Störung eine Reaktion, die eine Steuerung der in den Fehlerzustand hinein fließenden Mit- und Gegensystemströme zulässt. Grenzen für den Mit- und Gegensystemstrom hängen von Systemparametern ab, wie z.B. den Systemzuständen, der Systemleistungsfähigkeit und der Topologie der Umrichteranlage. Die sich ergebende Steuerungsfähigkeit kann zum Verbessern der Reaktion des Generators bei unsymmetrischen Spannungszuständen des Netzes verwendet werden.
Die Lehren hierin schaffen Techniken zum Verändern der Wirkungen einer Störung in einem elektrischen Netz auf eine Erzeugungsanlage (z.B. eine Windenergieanlage). Die Techniken zum Verändern der Wirkung der Störung ermöglichen es, während eines Fehlerzustandes des Systems eine Verbindung mit dem elektrischen Netz aufrechtzuerhalten und ein geeignetes Verhalten für den Verbindungspunkt mit dem Netz zu bewirken. Ein Beispiel für den Systemfehler umfasst Perioden niedriger Spannung in wenigstens einem Abschnitt des Elektrizitätsnetzes. Die Unsymmetrie der Phasenspannungen, die von Systemfehlern hervorgerufen wird, führt typischerweise zu Zuständen mit Gegensystemspannung und Gegensystemstrom.
Wie hierin erörtert weist das Elektrizitätsnetz ein elektrisches Signal auf, das ein dreiphasiges elektrisches Signal ist. Es sollte jedoch erkannt werden, dass die Betrachtung eines dreiphasigen Eingangssignals nur Gründen der Zweckmäßigkeit und der Darstellung dient und die Lehren hierin nicht beschränkt. Die Lehren hierin können z.B. auch auf andere mehrphasige oder vielphasige Eingangssignale angewandt werden.
Wenn hierin die Ausdrücke „Störung", „Netzstörung", „Fehler", „Systemfehler", „transient" und weitere ähnliche Ausdrücke verwendet werden, beziehen sie sich allgemein auf ein beliebiges Ereignis, das Störungen in dem Eingangssignal von dem Elektrizitätsnetz hervorruft. Beispiele für Ereignisse, die eine Störung in dem Netzsignal (z.B. ein Fehler an einem Elektrizitätsnetz) hervorrufen können, sind wohlbekannt und werden im Weiteren hierin nicht erörtert. Im Allgemeinen und wie hierin erörtert wird angenommen, dass das Netzsignal ein Dreiphasensignal enthält, das symmetrische Komponenten mit bestimmten Frequenzen aufweist. Wenn verschiedene Erzeugungsanlagen zu dem Netzsignal beitragen und wenn verschiedene Phänomene einschließlich transienter Ereignisse auftreten können, können sich die symmetrischen Komponenten des Netzsignals unvermeidlich verschlechtern oder in gewissem Maße variieren. Zum Beispiel können die symmetrischen Komponenten Oberschwingungsfrequenzen oder Phasenverschiebungen bilden, die beide einen effizienten Betrieb von Steuerungssystemen und andere Aspekte der Leistungsfähigkeit des Netzes komplizierter machen können. Im Allgemeinen und wie hierin verwendet wird angenommen, dass das Dreiphasensignal Mitsystemkomponenten, Gegensystemkomponenten und Nullsystemkomponenten aufweist. Jede der Komponenten enthält Frequenzinformationen, Phaseninformationen und Betragsinformationen.
Anders ausgedrückt werden die Spannungen in den Phasen während einer typischen Störung unsymmetrisch. Als ein Beispiel kann ein Phase-zu-Phase- oder zweiphasiger Kurzschluss vorliegen, während die verbleibende Phase eine systemspezifische Spannung beibehält. In solchen Fällen weist das Netzsignal Gegensystem- und Mitsystemkomponenten auf.
Die tatsächliche Antwort eines Generatorsteuerungssystems auf einen gegebenen Fehlerzustand hängt von den Zielsetzungen für den Betrieb des Erzeugungssystems ab. Um die Störungsbeseitigung auf den fehlerbehafteten Leitungen zu unterstützen, besteht z.B. eine geeignete Reaktion darin, einen Strom mit genügend großem Betrag (über den normalen Werten) in das elektrische Netz einzuspeisen. Diese Vorge hensweise gibt den Schutzeinrichtungen, die den Fehlerstrom führen, die Fähigkeit, zur Fehlerbeherrschung an einer dem Fehler nächsten Schutzeinrichtungsstelle auszulösen, wodurch die unnötige Tätigkeit eines höheren Systems oder eines Backup-Schutzes verringert wird.
Die Lehren hierin bewirken eine Minimierung einer Störung und ein Aufrechterhalten der Verbindung zu dem Elektrizitätsnetz durch ein Regeln der Spannung des Mitsystems und ein Reagieren auf die Spannung des Gegensystems. In einem typischen Ausführungsbeispiel bedeutet dies, dass die Lehren hierin eine Reaktion auf die Gegensystemspannung in einer solchen Weise bewirken, dass die Kleinsignallinearität aufrechterhalten wird, wobei ein Verfahren angewandt wird, das einen Betrag des Gegensystemstroms mit Bedacht steuert. Der Gegensystemstrom wird umgewandelt (oder „ausgerichtet") und danach in das Elektrizitätsnetz eingespeist bzw. „injiziert". Die Stromeinspeisung bewirkt eine Regelung des aufrechtzuerhaltenden Systems und verringert die harten Wirkungen von Transienten auf Systemkomponenten. Weiterhin bewirkt dieser Ansatz eine lineare Charakterisierung des Systemverhaltens und unterstützt den Systementwurf und die Systemanalyse, wobei die Betreibbarkeit und Leistungsfähigkeit des Systems als Antwort auf eine breite Vielfalt von Szenarien und Spezifikationen ermöglicht wird.
Wenn hierin die „Kleinsignallinearität" erörtert wird, so bezieht sie sich auf die Verwendung eines Signals, das innerhalb des Bereiches eines Reglers liegt. Das bedeutet, dass Kleinsignallinearität ein Signal betrifft, das innerhalb eines Signalbereiches liegt, der es dem Regler ermöglicht, einen Betrieb auf der Grundlage seiner Auslegung aufrechtzuerhalten. Ein Aufrechterhalten der Kleinsignalli nearität ermöglicht einen fortgesetzten Betrieb des Systems, wie es hierin offenbart ist, und verhindert eine Aktivierung von Schutzmaßnahmen, wie z.B. eine Betätigung der Crowbar-Schaltung 410.
Weiterhin wirkt die Verwendung der Stromeinspeisung (die auch als „Stromkompensation" bezeichnet wird) unterstützend auf verschiedene Schemata des Zweigstromkreisschutzes und der Spannungskompensation. Dies ist für den Auslegung eines robusten Erzeugungssystems lebenswichtig, weil die im Zweigstromkreisschutz und bei der Spannungshaltung angewandten Regeln weit verteilt sind und in der Fachwelt erkannt worden sind. Um es einer Vielzahl verschiedener Energieerzeuger zu ermöglichen, an einem einzigen Netz zu bestehen, können Aspekte der Stromeinspeisung kontrolliert und mit verschiedenen Standards und Anlagenspezifikationen in Übereinstimmung gebracht werden.
Um die Lehren der vorliegenden Erfindung in einen Zusammenhang zu setzen, wird nun eine Übersicht über Aspekte von Komponenten zur Erzeugung elektrischer Energie unter Verwendung einer Windenergieanlage erörtert. Unter Bezug auf 1: Es ist eine beispielhafte Ausführungsform von Aspekten eines Windenergiesystems 350 gezeigt.
In diesem Ausführungsbeispiel weist ein Rotor 106 mehrere Rotorblätter 108 auf, die mit einer rotierenden Nabe 110 gekoppelt sind und gemeinsam einen Propeller bilden (z.B. einen Propeller von 30 Metern). Dieser Propeller ist mit einer Getriebeeinheit 118 verbunden, die ihrerseits mit einem Generator 120 gekoppelt ist. In diesem Ausführungsbeispiel ist der Generator 120 ein doppelt gespeister Asynchrongenerator 120 (der in der Fachwelt auch als ein „gewi ckelter Rotor" bekannt ist und hierin als ein „DFIG 120" bezeichnet wird). Ein Drehzahlmesser 352 ist ebenfalls mit dem Generator 120 gekoppelt und ermöglicht eine Überwachung der Drehzahl des Generators 120.
Der Generator 120 ist typischerweise über eine Statorleitung 354 mit einem Statorsynchronisationsschalter 358 gekoppelt und ist auch über eine Rotorleitung 356 mit einer Leistungsumrichterkomponente 362 verbunden. Der Statorleitung 354 ermöglicht eine Abgabe dreiphasiger Energie von einem (nicht gezeigten) Stator des Generators 120, und die Rotorleitung 356 ermöglicht eine Abgabe dreiphasiger Energie von einem (nicht gezeigten) Rotor des Generators 120. Der Statorsynchronisationsschalter 358 ist über eine Systemleitung 360 mit einem Systemleistungsschalter 376 verbunden. Mit besonderem Bezug auf die Leistungsumrichterkomponente 362 ist der Generator 120 über die Rotorleitung 356 mit einem rotorseitigen Filter 364 verbunden. Das rotorseitige Filter 364 ist mit einem rotorseitigen Umrichter 366 verbunden. Der rotorseitige Umrichter 366 ist typischerweise mit einem netzseitigen Umrichter 368 gekoppelt, der auch sowohl mit einem netzseitigen Filter 370 als auch mit einem Netzschütz 372 gekoppelt ist. In beispielhaften Ausführungsformen sind der rotorseitige Umrichter 366 und der netzseitige Umrichter 368 für einen normalen Betriebsmodus in einer dreiphasigen Zweipegel-Pulsweitenmodulations(PWM)-Anordnung unter Verwendung von (nicht gezeigten) Schaltvorrichtungen mit Bipolartransistoren mit isolierter Gateelektrode (IGBT) eingerichtet. Der rotorseitige Umrichter 366 und der netzseitige Umrichter 368 sind über einen Gleichstromzwischenkreis 435 verbunden, in dem ein Gleichstromzwischenkreiskondensator 436 liegt.
Die Leistungsumrichterkomponente 362 enthält auch eine Steuerungseinheit 374 zum Steuern des Betriebs des rotorseitigen Umrichters 366 und des netzseitigen Umrichters 368, wie es hierin genauer beschrieben ist. Es sollte erkannt werden, dass die Steuerungseinheit 374 in typischen Ausführungsformen als eine Schnittstelle zwischen der Leistungsumrichterkomponente 362 und einem Steuerungssystem 300 eingerichtet ist. Wenn hierin auf eine „Leitung" Bezug genommen wird, sollte weiterhin erkannt werden, dass sich dies auf eine beliebige Kommunikations- oder Übertragungsverbindung bezieht, die einen oder mehrere Leiter oder Leitungen enthält, die einen elektrischen Pfad, einen Kommunikationspfad oder eine andere Art von Pfad definieren oder bilden.
In typischen Ausführungsformen ist das Netzschütz 372 über eine Netzleitung 388 mit einem Umrichterleistungsschalter 378 verbunden. Der Umrichterleistungsschalter 378 ist auch über die Systemleitung 360 mit dem Systemleistungsschalter 376 verbunden. Es sollte erkannt werden, dass die Ausgangsleitungen des Umrichterleistungsschalters 378 und die Leiter der Systemleitung 360 auf eine beliebige in der Fachwelt bekannte Art einschließlich durch ein miteinander Verdrahten entsprechender Leiter (z.B. der Leiter der entsprechende Leistungsphase) unter Verwendung einer Stromsummationstechnik verbunden werden können.
Der Systemleistungsschalter 376 ist mit einem Transformator 380 verbunden, der mit einem Netzleistungsschalter 382 verbunden ist. Der Netzleistungsschalter 382 ist über eine Netzleitung 384 mit einem Abschnitt eines Mittelspannungsverteilnetzes verbunden.
Im Betrieb wird die durch den rotierenden Rotor 106 in dem Generator 120 erzeugte Energie über einen doppelten Pfad an ein Energieversorgungsnetz geliefert. Der Doppelpfad ist durch die Statorleitung 354 und die Rotorleitung 356 gegeben. Auf der Seite der Rotorleitung 356 wird die Leistung eines sinusförmigen dreiphasigen Wechselstroms (AC) durch die Leistungsumrichterkomponente 362 in Gleichstrom(DC)-Leistung umgewandelt. Das rotorseitige Filter 364 wird typischerweise verwendet, um die Änderungsgeschwindigkeit der PWM-Signale des rotorseitigen Umrichters 366 zu kompensieren oder auszugleichen, und das netzseitige Filter 370 wird zum Kompensieren oder Ausgleichen harmonischer Ströme in den PWM-Signalen des netzseitigen Umrichters 368 verwendet. Die umgewandelte Leistung von der Leistungsumrichterkomponente 362 wird mit der Leistung von dem Stator des Generators 120 kombiniert, um Dreiphasenenergie mit einer Frequenz zu liefern, die im Wesentlichen konstant gehalten wird, z.B. auf einem Wert von 60 Hz Wechselstrom. Die Leistungsumrichterkomponente 362 kompensiert die Frequenz der Dreiphasenenergie von dem Rotor des Generators 120 oder passt die Frequenz an Änderungen an. Ein offensichtliches Beispiel sind Änderungen der Drehzahl der Nabe 110. Es sollte erkannt werden, dass der Statorsynchronisationsschalter 358 die Dreiphasenenergie von dem Stator des Generators 120 synchronisiert, die mit der dreiphasigen Energieabgabe von der Leistungsumrichterkomponente 362 kombiniert wird.
Die Leistungsschalter in dem Windenergiesystem 350 einschließlich dem Umrichterleistungsschalter 378, dem Systemleistungsschalter 376 und dem Netzleistungsschalter 382 sind dazu eingerichtet, die zugehörigen Leitungen z.B. dann zu trennen, wenn der Stromfluss überhöht ist und die Kompo nenten des Windenergiesystems 350 beschädigen kann. Es sind auch weitere Schutzkomponenten einschließlich des Netzschützes 372 vorhanden, die durch Öffnen eines (nicht gezeigten) Schalters für jeden der Leiter der netzseitigen Leitung 388 einen Trennvorgang ermöglichen können.
Es sollte erkannt werden, dass das Windenergiesystem 350 zum Betrieb in Verbindung mit verschiedenen Energieversorgungssystemen etc. abgewandelt werden kann. Allgemein erzeugt das Windenergiesystem 350 Energie, wie es in der Fachwelt bekannt ist. Es sollte auch erkannt werden, dass die Aspekte des Windenergiesystems 350, wie sie hierin erörtert werden, nur darstellend und für das System nicht beschränkend sind.
In verschiedenen Ausführungsformen empfängt die Leistungsumrichterkomponente 362 z.B. von dem Steuerungssystem 300 über die Steuerungseinheit 374 Steuersignale. Die Steuersignale sind u.a. auf gemessene Zustände oder kennzeichnende Betriebseigenschaften des Windenergiesystems 350 gestützt, wie es hierin beschrieben ist. Typischerweise sorgen die Steuersignale für eine Steuerung des Betriebs der Leistungsumrichterkomponente 362. Es kann z.B. eine Rückmeldung von dem Drehzahlmesser 352 in Form der gemessenen Drehzahl des Generators 120 verwendet werden, um die Umwandlung der Abgabeleistung von der Rotorleitung 356 zu steuern, um eine angemessene und symmetrische dreiphasige Leistungsabgabe aufrechtzuerhalten. Es können von dem Steuerungssystem 300 auch weitere Rückmeldungen von anderen Sensoren verwendet werden, einschließlich z.B. der Rückmeldungen der Stator- und der Rotorleitungsspannungen und -ströme, um die Leistungsumrichterkomponente 362 zu steuern. Unter Verwendung verschiedener Formen von Rückmel dungsinformationen und z.B. von Schaltsteuersignalen können auf eine beliebige bekannte Art Steuersignale für den Statorsynchronisationsschalter und Steuersignale (Auslösesignale) für den Systemleistungsschalter erzeugt werden.
Unter Bezug auf 2: Es sind Aspekte einer typischen Topologie 400 für den doppelt gespeisten Asynchrongenerator (DFIG) 120 gezeigt, der in der elektrischen Energieerzeugung mit Windenergieanlagen verwendet wird. Das Steuerungssystem 300 misst typischerweise die Spannung, den Strom, die Drehzahl und die Position des Rotors 106 und sorgt für die Steuerung des Schaltens sowohl des rotorsseitigen Umrichters 366 als auch des netzseitigen Umrichters 368.
Unter Bezug auf 3: Es sind Aspekte der typischen Topologie 400 gezeigt, wobei eine Systemschutzeinrichtung enthalten ist, die als eine Crowbar-Schaltung 410 bezeichnet wird. In typischen Ausführungsformen ist die Crowbar-Schaltung 410 eine voll steuerbare Kurzschlusseinrichtung. In anderen Ausführungsformen wird die Crowbar durch eine Steuerungstätigkeit des rotorseitigen Umrichters 366 verwirklicht. In diesen Ausführungsformen ist der rotorseitige Umrichter 366 typischerweise so eingerichtet, dass er Betätigungen der Crowbar-Schaltung beschränkt, sobald die Kontrolle wieder hergestellt worden ist.
Weil das Windenergiesystem 350 gegenüber Störungen in dem Netz empfindlich ist und weil es die Leistungsfähigkeitsanforderungen des Netzes typischerweise verlangen, dass Windenergiesysteme 350 während jeder Störung mit dem Netz 384 verbunden bleiben (d.h. um die Anforderungen hinsichtlich eines Durchfahrens von Spannungseinbrüchen bzw. Low Voltage Ride-Through (LVRT) zu erfüllen), sind Crowbar-Schaltungen 410 typischerweise als eine Schutzmaßnahme verwendet worden. Eine Ausführungsform der Crowbar-Schaltung 410 ist in 3 dargestellt. In einigen Ausführungsbeispielen ist die Crowbar-Schaltung 410 in den rotorseitigen Umrichter 366 integriert. Unabhängig davon, wo sich die Crowbar-Schaltung 410 befindet, und unabhängig von dem Aufbau der Crowbar-Schaltung 410 schützt sie den rotorseitigen Umrichter 366, wenn die Crowbar-Schaltung 410 aktiv ist, indem sie verhindert, dass ein großer Strom in die Gleichstromkondensatoren 436 fließt. Wenn die Crowbar-Schaltung 410 aktiv ist, ist der rotorseitige Umrichter 366 an einer Steuerung der DFIG 120 gehindert.
Unter Bezug auf 4: Es sind Aspekte der typischen Topologie 400 gezeigt, wobei eine andere Systemschutzeinrichtung, eine Anordnung einer dynamischen Bremse 700, enthalten ist. In diesem Ausführungsbeispiel ist die dynamische Bremse 700 über dem Gleichstromzwischenkreis 435 enthalten. In typischen Ausführungsformen enthält die dynamische Bremse 700 eine voll steuerbare Kurzschlusseinrichtung, die mit einem Widerstand in Reihe angeordnet ist. Die dynamische Bremse 700 verhindert typischerweise eine Überspannung des Gleichstromzwischenkreises 435 und schützt auf diese Weise den rotorseitigen Umrichter 366 und den netzseitigen Umrichter 368. Durch die Verwendung der dynamischen Bremse 700 wird die Crowbar-Schaltung 410 weniger häufig aktiviert, so dass die Steuerbarkeit des rotorseitigen Umrichters 366 während der Netzstörung verbessert wird. Weiterhin kann in einem zweiten Ansatz und durch eine Verwendung der dynamischen Bremse 700 mit einer ausreichend großen Nennleistung die Crowbar-Schaltung 410 entfernt oder abgewandelt werden. Dieser zweite Ansatz wird jedoch typi scherweise eine Ausführung der dynamischen Bremse 700 erfordern, die eine kostspielige und aufwendige Implementierung derselben verlangt. Ein Fachmann wird erkennen, dass man sich diesem Problem nach den Lehren hierin zuwenden kann, die zum Verringern der Kapazität der dynamischen Bremse 700 und der Aktivierung der Crowbar-Schaltung 410 herangezogen werden können.
Wenn das Netz 384 einen unsymmetrischen Fehler aufweist, wird die Crowbar-Schaltung 410 häufig tätig werden, so dass der DFIG 120 häufig nicht gesteuert wird. Dieses Problem macht es sehr schwierig, während der Fehlersituation die Wirk- und Blindleistungsabgabe an das Netz 384 zu steuern. Diesem Problem kann man sich gemäß den Lehren hierin zuwenden, die eine Stromkompensation ermöglichen.
Eine Stromkompensation 500 kann allgemein als drei Schritte enthaltend beschrieben werden, die in 5 dargestellt sind. In einem ersten Schritt werden die Spannungssignale des Mit- und des Gegensystems und die Spannung des Gleichstromzwischenkreises 435 verfolgt. Unter anderem ermöglicht die Spannungsverfolgung 510 ein Modellieren der Gegensystemspannung, die für einen gegebenen Betriebszustand nicht aufgenommen werden kann. In einem zweiten Schritt findet eine Umformung des überschüssigen Gegensystem-Spannungssignals in ein Rotorstromsignal statt, und es findet eine Orientierung bzw. Ausrichtung der Gegensystemspannung zum Anlegen an XY-Regler innerhalb der Steuerungseinheit 374 statt. Nach der Spannungsausrichtung 520 verlangt die Stromkompensation 500 nach einem Anlegen des ausgerichteten Signals an der Fehlerverbindung zu dem XY-Stromregler in der Steuerungseinheit 374, wodurch die Rück führung wirksam angepasst wird und etwas von dem Signal der Netzstörung kompensiert wird.
Vor der Stromeinspeisung 540 und typischerweise (aber nicht notwendigerweise) nach der Spannungsausrichtung 520 wird die Gewinnung von Systemparametern 530 abgeschlossen. Beispielhafte Systemparameter enthalten Parameter, wie z.B. Systemzustände, Systemleistungsfähigkeit und Topologie. Eine Kenntnis der Systemparameter ermöglicht eine Bestimmung von Randbedingungen, Beschränkungen und Zielsetzungen für die Stromeinspeisung in einer Weise, die sich nach den Zielsetzungen des Benutzers richtet. Auf diese Weise kann wenigstens ein Teil des Betrags der Gegensystemkomponente zur Einspeisung verwendet werden, wobei der wenigstens eine Teil innerhalb eines vorbestimmten Bereiches liegt. In typischen Ausführungsformen berücksichtigt der vorbestimmte Bereich die verschiedenen Systemparameter und eine Zielsetzung zum Aufrechterhalten der Kleinsignallinearität.
Eine Stromeinspeisung 540 minimiert die Auswirkung der Netzstörung auf die Rotorumrichtersteuerung, wodurch die Aktivierungshäufigkeit von Systemschutzeinrichtungen, wie z.B. der Crowbar-Schaltung 410, sowie die erforderliche Kapazität der dynamischen Bremse 700 verringert werden. Folglich wird ein Durchfahren von Spannungseinbrüchen durch das Windenergiesystem 350 unterstützt.
Unter Bezug auf 6: Es ist eine Beziehung zwischen den Energiequellen dargestellt. In 6 liefert die Netzleitung 384 ein Gegensystem-Netzspannungssignal (V_s,neg) und ein Gegensystem-Netzstromsignal (I_s,neg) an den DFIG 120. In ähnlicher Weise liefert der rotorseitige Umrichter 366 ein Gegensystem-Rotorspannungssignal (V_r,neg) und ein Gegensys tem-Rotorstromsignal (I_r,neg) an den DFIG 120. Diese Bezeichnungen werden auch in 7 verwendet.
In 7, einer Variation der Beziehungen aus 6, sind Aspekte der Gegensystemspannungen in dem Windenergiesystem 350 gezeigt. Zusätzlich zu den in 6 eingeführten Variablen bezeichnet die Summe (X_s,neg + X_r,neg) die Gegensystemimpedanz für den DFIG 120. 7 zeigt, dass durch ein Einspeisen eines zusätzlichen Gegensystemstroms in den DFIG 120 die benötigte Gegensystemspannung für den rotorseitigen Umrichter 366 verringert werden kann. Dies ist bedeutend, weil der rotorseitige Umrichter 366 eine begrenzte Fähigkeit aufweist, sowohl eine Mitsystem- als auch eine Gegensystemspannung auszuhalten. Eine Verringerung der Gegensystemspannung ermöglicht es, dass eine zusätzliche Mitsystemspannung an das Elektrizitätsnetz 384 angelegt wird. Demnach ist es möglich, die Steuerung des Mitsystemstroms zu verbessern und die Mitsystem-Wirkleistung und Mitsystem-Blindleistung zu steuern.
Wenn ein Gegensystemstrom in den DFIG 120 eingespeist wird, weist der Strom I_r,neg bezogen auf die Drehrichtung des Mitsystems typischerweise eine Phasenverschiebung von 90° vor der Gegensystemspannung des Netzes 384 auf. Das Vorlaufen vor der Gegensystemspannung des Netzes 384 bewirkt ein Verbrauchen von Gegensystem-Blindleistung. Durch Verwendung verschiedener, hierin nicht erörterter Werkzeuge ist es möglich, den Betrag und die Phase sowohl der Mitsystemspannung als auch der Gegensystemspannung in dem Signal des Netzes 384 zu messen. Sobald diese Größen bekannt sind, können die geeignete Phase und der geeignete Betrag für die Ausrichtung wenigstens eines Teils des Betrags der Gegen systemkomponente zum Einspeisen in das Elektrizitätsnetz 384 bestimmt werden.
Um dies mit mehr Tiefe oder von einem anderen Ansatz aus zu erörtern, werden nun bestimmte Konventionen eingeführt, die zur Erörterung von Aspekten der verschiedenen Signale für nützlich gehalten werden. Wenn hierin der Ausdruck „Instrumentensignal"-Spannung (V_signal) verwendet wird, enthält diese die Mitsystemspannung, die Gegensystemspannung und jeweils den Phasenwinkel für die Mit- und Gegensystemkomponenten, eine Spannung (V_need) bezieht sich auf den gemessenen Betrag der Gegensystemspannung, eine Spannung (V_allowed) bezieht sich auf eine Spannungsreserve, die übrig bleibt, nachdem die Mitsystemspannung ausreichend berücksichtigt worden ist, eine Spannung (V_shortfall) bezieht sich auf den nicht haltbaren Betrag der Gegensystemspannung, ein Strom (I_comp) bezieht sich auf den Kompensationsstrom, der zu der Shortfall- bzw. Fehlbetragsspannung gehört und für die Stromeinspeisung 530 verfügbar ist, während sich ein Strom (I_compXY) auf die symmetrischen Komponenten der Kompensation bezieht, die aufgeteilt und rotiert werden, wobei der Strom (I_compXY) zu den Fehlerknoten des Stromreglers hinzuaddiert wird.
Unter Bezug auf 8: Es sind Aspekte der Stromkompensation 500 und der Signalanalyse gezeigt. In 8 wird ein Eingangssignal typischerweise in der Steuerungseinheit 374 ausgewertet. Typischerweise wird eine Differenz zwischen der Spannung 601 des Gleichstromzwischenkreises und dem Betrag 602 der Mitsystemspannung bestimmt, um einen zulässigen Spannungsabstand (V_allowed) 603 zu definieren, der für das Unterstützen harmonischer Spannungen (und die Kompensation derselben) verfügbar ist. Unter der Annahme, dass Umwandlungen zwischen den Statorstromkreisen und den Rotorstromkreisen in geeigneter Weise gehandhabt werden, bildet die Differenz zwischen dem tatsächlichen Gegensystem-Spannungsbedarf (V_need) 604 und dem möglichen Spannungsabstand (V_allowed) 603 (die auf positive Werte festgelegt ist) den Wert der Fehlbetragsspannung (V_shortfall) 605, oder die Gegensystemspannung kann nicht aufgenommen werden. Die Netzimpedanz, die als eine Reaktanz ausgedrückt wird, wird verwendet, um die Fehlbetragsspannung (V_shortfall) 605 in einen Strombetrag umzusetzen, wobei dementsprechend ein Kompensationsstromsignal 606 (oder einfach ein Kompensationsstrom 606) geliefert wird.
Unter Bezug auf 9: Es ist eine andere Ausführungsform der Signalanalyse zur Stromkompensation 500 gezeigt. 9 stellt ein Ausführungsbeispiel zur Verarbeitung dar, das als eine Approximation der in 8 gezeigten Ausführungsform angesehen wird. Wie es bei der in 8 gezeigten Ausführungsform der Fall ist, ermöglicht eine Verarbeitungseinheit, typischerweise die Steuerungseinheit 374, die Bestimmung des Spannungsbedarfs NEED 604 und der möglichen Spannung ALLOWED 603 und bestimmt die Fehlbetragsspannung 605. Die Fehlbetragsspannung SHORTFALL 605 wird in einen Kompensationsstrom COMP 606 umgewandelt.
In jeder Ausführungsform muss das Kompensationsstromsignal 606 (eine skalare Größe) in dem Bezugssystem des Gegensystems zwischen der X-Achse und der Y-Achse angeordnet werden. Der resultierende Vektor muss ferner zu dem Bezugssystem des Mitsystems neu ausgerichtet werden. Diese X-Achsen- und Y-Achsen-Komponenten werden im Anschluss an den Neuausrichtungsschritt zu den Fehlerverbindungen des X-Y-Stromreglers addiert.
10 stellt Aspekte des Schrittes der Spannungsausrichtung 520 dar. In 10 wird der Kompensationsstrom 606 zugemessen und rotiert, um die geeigneten Beiträge zu den Fehlerknoten des Stromreglers als Paar von Signalen (comp XY) 607 zu addieren.
In einer weiteren (nicht gezeigten) Ausführungsform wird der Gegensystem-Einspeisestrom (comp XY 607) durch Erkennen des Sättigungszustands eines Reglers bestimmt, der zum Steuern des Gegensystemstroms ausgelegt ist. Der (nicht gezeigte) Detektor kann verwendet werden, um den Wert eines skalaren Kompensationsterms zu verändern, der danach in einer Weise zugemessen und rotiert wird, die dem oben unter Bezug auf 10 beschriebenen Ausführungsbeispiel ähnlich ist. Mit diesem Ansatz kann comp XY 607 geregelt werden, um die Linearität der Stromregler zu erhalten.
Ein Erhöhen des eingespeisten Gegensystemstroms (I_r,neg) verringert die benötigte Gegensystem-Umrichterspannung (V_r,neg), wie es in 11 gezeigt ist. Diese Reduktion ist von C nach D dargestellt. Dementsprechend wird die verfügbare Mitsystem-Umrichterspannung (V_r,pos) von A nach B erhöht. Wenn die Fähigkeit des Systems zum Steuern eines Mitsystemstroms (I_r,pos) von A nach B erhöht wird, so gilt dies auch für die Fähigkeit zum Einspeisen von Mitsystem-Wirkleistung sowie Mitsystem-Blindleistung.
Der Gesamtstrom, der sowohl den Gegensystemstrom (I_r,neg) als auch den Mitsystemstrom (I_r,pos) enthält, soll nicht die (zwischen B und D dargestellte) Gesamtstromkapazität I_r,max des rotorseitigen Umrichters 366 überschreiten. Weil die Gesamtstromkapazität I_r,max des rotorseitigen Um richters 366 bekannt ist, kann man den maximalen Gegensystemstrom (Punkt D) und den Mitsystem-Wirkstrom/Blindstrom (Punkt B) berechnen, den das System 350 in das Netz einspeisen kann. Auch der minimale Gegensystemstrom (Punkt C), den der Umrichter einspeisen muss, um das System voll steuerbar zu machen, ist gegeben, wenn der Mitsystemstrom I_r,pos Null beträgt (Punkt A). Dementsprechend bilden das Maximum (Punkt D) und das Minimum (Punkt C) einen Leistungsbereich für das System 350.
Ein von den Lehren hierin erzielter Nutzen ist eine Vorgehensweise zum Verringern des Stroms in dem rotorseitigen Umrichter 366. Es wird auf das in 9 dargestellte Verfahren Bezug genommen. Ein weiterer Nutzen besteht in der Schaffung einer größeren Vielzahl von Zuständen, unter denen eine Anforderung von Wirkleistung/Blindleistung durch eine Steuerung auf einer übergeordneten Ebene (z.B. eine Turbinensteuerung oder eine Windparksteuerung) befolgt werden kann. Ein weiterer Nutzen besteht in einer erhöhten Fähigkeit zum Einspeisen von Wirkleistung in das Netz oder zum Erhöhen der Blindleistungeinspeisung in das Netz. Dementsprechend ist ein Erzeugungssystem, das von den Lehren hierin Gebrauch macht, zu einer genaueren Nachbildung des Verhaltens traditioneller Synchrongeneratoren bei Transienten im Netz und Ereignissen mit Gegensystemspannung ausgerüstet.
Bei einer Auswertung der vorangegangenen Ausführungsbeispiele wurden Simulationen durchgeführt. Es sind zwei getrennte Darstellungen angegeben. Zuerst ist in 12 eine Reaktion auf einen simulierten transienten Vorgang dargestellt. In 13 sind Aspekte desselben simulierten Ereignisses dargestellt. In 13 war die Leistungsfähig keit jedoch gemäß den Lehren hierin verbessert. Man beachte, dass die in den Simulationsdiagrammen dargestellten Signale unter Bezug auf 12 und 13 wie folgt bezeichnet sind: „Cb_gate" bezieht sich auf ein Gatesignal eines Crowbar-Ereignisses, „l_dscmvmagn" und „l_dscmvmagp" sind Signale der Gegen- und Mitsystemspannungsniveaus, „Iapcc" und „Ibpcc" bezeichnen die Umrichterströme an dem Punkt der gemeinsamen Verbindung (pcc). Der Phase-zu-Phase-Fehler wurde auf der Netzseite des Transformators 380 zwischen der Phase A und der Phase C angelegt. „Vca" und „Vab" bezeichnen eine Phase-zu-Phase-Spannung bei pcc.
Das simulierte transiente Ereignis (bei dem die Phase A und die Phase C kurzgeschlossen sind) ist eine Phase-zu-Phase-Störung mit einer Signalverkleinerung auf 0 Volt. Der Kurzschluss wurde bei der Sekunde 0,6 angelegt und bei der Sekunde 1,0 beseitigt.
Unter Bezug auf 12: Es sind die Ergebnisse für ein Windenergiesystem 350 nach dem Stand der Technik gezeigt. In 12 erfährt das Windenergiesystem 350 mehrere und anhaltende Betätigungen von „Crowbar-Ereignissen", die durch die Steuerungstätigkeit des rotorseitigen Umrichters 366 bewirkt werden. Die Crowbar-Ereignisse setzen sich über die Dauer der Netzstörung fort. Unter Bezug auf 13: Die Ruhigstellung des Gatesignals des Crowbar-Ereignisses (Cb_gate) liefert einen Hinweis darauf, dass die Systemregler die Kontrolle ausüben. Nach wenigen Crowbar-Betätigungen hat die Steuerungseinheit 374 die Stromkontrolle wiedererlangt und das System auf die gewünschten Werte geregelt. Man beachte, dass die Kontrolle innerhalb eines vergleichsweise kurzen Intervalls zurückerlangt wurde.
Die obige Beschreibung ist auf ein Einspeisen von Mitsystem-Wirkleistung und Mitsystem-Blindleistung in das Netz gerichtet. Ein Fachmann wird jedoch erkennen, dass diese Erfindung auch auf eine Aufnahme von Mitsystem-Wirkleistung und Mitsystem-Blindleistung aus dem Netz 384 Anwendung findet, wenn es erforderlich ist. Mit Hilfe des Einspeisens eines Gegensystemstroms in das Netz 384 ist das System 350 dazu ausgerüstet, die aufgenommene Wirk- und Blindleistung nach den Bedürfnissen eines Benutzers zu steuern.
Man beachte, dass sich die obige Beschreibung auf Ausführungsformen unter Verwendung des DFIG 120 stützt. Ein Fachmann wird jedoch erkennen, dass die Lehren hierin auch auf Systeme mit Umrichtung der Gesamtenergie angewandt werden können, wie es in 14 gezeigt ist.
In 14 ist eine Systemtopologie 600 zur Gesamtenergieumrichtung gezeigt. Die Systemtopologie 600 zur Gesamtenergieumrichtung enthält einen erzeugungsseitigen Umrichter 466 und einen netzseitigen Umrichter 368. Der erzeugungsseitige Umrichter 466 und der netzseitige Umrichter 368 sind über einen Gleichstromzwischenkreis 435 verbunden. Ein Generator 220 für Gesamtleistung speist den erzeugungsseitigen Umrichter 466. Es sollte erkannt werden, dass der netzseitige Umrichter 368, der über einen Transformator mit dem Netz verbunden ist, in vielerlei Hinsicht dem rotorseitigen Umrichter 366 ähnlich ist, der über den DFIG 120 mit dem Netz verbunden ist. Dies ist besonders im Hinblick auf die Fähigkeit zum Einspeisen eines Stroms in das Netz von Bedeutung, und Aspekte davon können austauschbar sein. Dementsprechend sind diese beispielhaften Umrichter für die Lehren hierin nicht beschränkend.
Es können weitere Komponenten enthalten sein, wie sie oben beschrieben oder in der Fachwelt bekannt sind. In dieser Darstellung ist z.B. auch das Filter 370 enthalten.
Typischerweise werden die Lehren hierin in dieser Ausführungsform nur für den netzseitigen Umrichter 368 in die Praxis umgesetzt. Eine Einspeisung des Gegensystemstroms durch den netzseitigen Umrichter 368 in das Netz 384 erhöht die Fähigkeit des Gesamtenergiegenerators zur Steuerung des Mitsystemstroms. Dementsprechend wird die Fähigkeit zum Einspeisen von Mitsystem-Wirkleistung oder -Blindleistung erhöht. In Kenntnis der Strombelastbarkeit des netzseitigen Umrichters 368 für das System mit Gesamtenergieumrichtung kann der mögliche Betriebsbereich zum Einspeisen eines Gegensystemstroms und eines Mitsystemstroms in das Netz 384 bestimmt werden. Der Benutzer kann die Einstellungsaspekte der Stromeinspeisung innerhalb des Bereiches nach Vorliebe oder Bedarf wählen.
Ein Fachmann wird erkennen, dass die Techniken zur Stromkompensation 500 auf eine Vielzahl von Arten ausgestaltet werden können. Die Stromkompensation 500 kann z.B. durch den Betrieb von Software oder Firmware überwacht werden. Typischerweise sind die Software und die Firmware in der Steuerungseinheit 374 implementiert, um eine schnelle Einstellung des Windenergiesystems 350 zu ermöglichen. Dies dient jedoch nur der Darstellung und beschränkt nicht die hierin offenbarten Ausführungsformen.
Es werden ein Verfahren und eine Vorrichtung geschaffen, die eine Antwort auf den Gegensystemstrombedarf während einer Störung des Netzsystems liefern, das mit einer Energie erzeugenden Anlage, wie z.B. einem Windenergiesys tem, verbunden ist, und ein Verfolgen von Komponenten in dem Netzsignal, ein Ausrichten wenigstens eines Anteils des Signals und ein Einspeisen des ausgerichteten Anteils ermöglichen. Die kontrollierte Einspeisung des Gegensystemstroms sorgt für eine Ausweitung der Kleinsignalsteuerungsantwort und ermöglicht auch Änderungen der Scheinimpedanz der Netzverbindung der Leistungsumrichteranlage.
Während die Erfindung unter Bezug auf eine beispielhafte Ausführungsform beschrieben worden ist, werden Fachleute erkennen, dass vielfältige Abwandlungen vorgenommen und Äquivalente für die Elemente der Erfindung eingesetzt werden können, ohne von dem Bereich der Erfindung abzuweichen. Weiterhin können zahlreiche Änderungen vorgenommen werden, um eine bestimmte Situation oder ein bestimmtes Material an die Lehren der Erfindung anzupassen, ohne von dem wesentlichen Bereich derselben abzuweichen. Daher ist es beabsichtigt, dass die Erfindung nicht auf das bestimmte Ausführungsbeispiel beschränkt ist, das als die zum Ausführen dieser Erfindung als am besten angesehene Art offenbart ist, sondern dass die Erfindung alle Ausführungsformen einschließt, die in den Bereich der beigefügten Ansprüche fallen.

106: Rotor
108: Blatt
110: Nabe
118: Getriebeeinheit
120: Generator
220: Gesamtenergiegenerator
300: Steuerungssystem
350: Windenergieanlage
352: Drehzahlmesser
354: Statorleitung
356: Rotorleitung
358: Statorsynchronisationsschalter
360: Systemleitung
362: Leistungsumrichterkomponente
364: Rotorseitiges Filter
366: Rotorseitiger Umrichter
368: Netzseitiger Umrichter
370: Nezseitiges Filter
372: Netzschütz
374: Steuerungseinheit
376: Systemleistungsschalter
378: Umrichterleistungsschalter
380: Transformator
382: Netzleistungsschalter
384: Elektrizitätsnetz
388: Netzseitige Leitung
400: Typische Topologie
410: Crowbar-Schaltung
435: Gleichstromzwischenkreis
436: Gleichstromzwischenkreiskondensator
466: Erzeugungsseitiger Umrichter
500: Stromkompensation
510: Spannungsverfolgung
520: Spannungsausrichtung
530: Gewinnung von Parametern
540: Stromeinspeisung
600: Systemtopologie
601: Gleichstromzwischenkreisspannung
602: Mitsystem-Spannungsbetrag
603: Zulässiger Spannungsabstand (V_allowed)
604: Tatsächlicher Gegensystem-Spannungsbedarf (V_need)
605: Fehlbetragsspannung (V_shortfall)
606: Kompensationsstrom
606: Kompensationsstromsignal
607: Fehlerknoten des Stromreglers als Paar von Signalen (comp XY)
700: Dynamische Bremse

Claims

Verfahren zum Verändern einer Wirkung einer Störung in einem Elektrizitätsnetz (384) auf einen Generator (120), der mit dem Netz (384) verbunden ist, wobei das Verfahren aufweist: Verfolgen wenigstens einer Gegensystemkomponente und einer Mitsystemkomponente eines Signals des Elektrizitätsnetzes (384), Ausrichten wenigstens eines Anteils des Betrags der Gegensystemkomponente zum Einspeisen in das Elektrizitätsnetz (384) und Einspeisen des wenigstens einen Anteils in das Elektrizitätsnetz (384) zum Verändern der Störung.
Verfahren nach Anspruch 1, bei die Gegensystemkomponente und die Mitsystemkomponente jeweils Phaseninformationen, Frequenzinformationen und Betragsinformationen aufweist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Verfolgen ein Erkennen der Störung des Netzes (384) enthält.
Verfahren nach Anspruch 1, das vor dem Einspeisen weiterhin ein Gewinnen von Parametern von dem Elektrizitätsnetz (384), dem Generator (120) und/oder einem Steuerungssystem für den Generator (120) enthält.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Verändern der Wirkung ein Erhöhen der Kleinsignallinearität für einen Mitsystem-Netzzustand und/oder einen Gegensystem-Netzzustand enthält.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Verändern ein Reduzieren der Betätigung von Systemschutzeinrichtungen (410, 700) enthält.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem Parameter für den wenigstens einen Anteil zum Maximieren der Wirkleistungseinspeisung und/oder der Blindleistungseinspeisung ausgewählt werden.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Einspeisen ein Nachbilden eines Synchrongenerators enthält.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Einspeisen den Betrag der unsymmetrischen Spannung in dem Strom des Netzes (384) verringert.
Vorrichtung zum Verändern einer Wirkung einer Störung in einem Elektrizitätsnetz (384) auf einen Generator (120), der mit dem Netz (384) verbunden ist, wobei die Vorrichtung aufweist: eine Steuerungseinheit (374) zum Verfolgen wenigstens einer Gegensystemkomponente und einer Mitsystemkomponente eines Signals des Elektrizitätsnetzes (384), Ausrichten wenigstens eines Anteils des Betrags der Gegensystemkomponente zum Einspeisen in das Elektrizitätsnetz (384) und Einspeisen des wenigstens einen Anteils in das Elektrizitätsnetz (384) zum Verändern der Störung.