EP3616290A1 - Verfahren zum erfassen einer inselnetzbildung - Google Patents

Verfahren zum erfassen einer inselnetzbildung

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EP3616290A1
EP3616290A1 EP18719568.0A EP18719568A EP3616290A1 EP 3616290 A1 EP3616290 A1 EP 3616290A1 EP 18719568 A EP18719568 A EP 18719568A EP 3616290 A1 EP3616290 A1 EP 3616290A1
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EP
European Patent Office
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current
deviation
generating unit
degree
network
Prior art date
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Application number
EP18719568.0A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Volker Diedrichs
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Wobben Properties GmbH
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Wobben Properties GmbH
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Publication date
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Pending legal-status Critical Current

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    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
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    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • 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
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F03D7/0284—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power in relation to the state of the electric grid
    • 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
    • G—PHYSICS
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    • G01R19/2513—Arrangements for monitoring electric power systems, e.g. power lines or loads; Logging
    • G—PHYSICS
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    • G01R31/327—Testing of circuit interrupters, switches or circuit-breakers
    • G01R31/3277—Testing of circuit interrupters, switches or circuit-breakers of low voltage devices, e.g. domestic or industrial devices, such as motor protections, relays, rotation switches
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
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    • H02M7/5387—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only, e.g. single switched pulse inverters in a bridge configuration
    • H02M7/53871—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only, e.g. single switched pulse inverters in a bridge configuration with automatic control of output voltage or current
    • H02M7/53875—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only, e.g. single switched pulse inverters in a bridge configuration with automatic control of output voltage or current with analogue control of three-phase output
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    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/388—Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network

Definitions

  • the present invention relates to a method for controlling a generating unit feeding into an electrical supply network, in particular a method for controlling such a wind turbine. Moreover, the present invention relates to such a generating unit, in particular such a wind turbine. Moreover, the present invention relates to a wind farm with at least one such wind turbine.
  • Wind turbines are known and nowadays they are often combined in a wind farm, so that many wind turbines, for example 50 or 100, feed into an electrical supply network at a grid connection point. It is often even the case that remote wind farms are additionally connected to the electrical supply network over a comparatively long spur line.
  • Such wind farms and the corresponding supply networks are provided with various protective devices.
  • the electrical supply network which may be, for example, the European grid
  • disconnectors may be provided to electrically disconnect parts or portions of the electrical supply network.
  • a separation of a wind farm mentioned here comes into consideration. In this case, such a separation can take place at very different locations. With regard to the wind farm, a separation can take place in the area of the grid connection point and, if a described long spur line is present, this can also take place, for example, at the end or beginning of this spur line. It is also contemplated that a separation takes place in which several wind farms, or in addition also other decentralized feeders such as solar systems, are affected.
  • a separation takes place after a section is separated from the rest of the electrical supply network and this separated section further contains interconnected generating units.
  • This section may include, for example, multiple electrically interconnected wind farms and solar panels.
  • the areas separated by the separation may be referred to as island meshes. The separation with the result of the separation is called islanding.
  • island network formation There are different types of island network formation.
  • One type of island network formation is one in which the isolated island grid includes only generating units that do not have directly coupled synchronous generators, which thus have no conventional large-scale power plants.
  • Such an island network or the particular island grid is referred to here as island grid type A.
  • This type of island network or this island network is also characterized by the fact that no additional significant consumers are present or operated in this separated part.
  • every wind turbine also includes consumers, such as for operating a process computer.
  • this described island network formation to a type A island grid but no consumers are present in the separated part, which are not part of the generating units.
  • the examples described above also relate to such islanding of an island grid type A.
  • island grid type B or where additionally also at least one large power plant is present and incidentally, the separated part is so large and different participants implies that it could continue to operate independently and can be described as fragmentation.
  • the German Patent and Trademark Office has in the priority application for the present application, the following prior art research: DE 195 03 180 A1, DE 10 2008 017 715 A1, DE 10 2014 104 287 A1, DE 691 15 081 T2, US 2013/0076134 A1 , US 5,493,485 A and WO 2017/009608 A1.
  • the present invention is therefore based on the object to address at least one of the above-mentioned problems.
  • a solution is to be created to detect islanding as quickly as possible and as reliably as possible.
  • a method according to claim 1 is proposed. Accordingly, at least one generating unit feeding into an electrical supply network is controlled.
  • a generating unit is a wind energy plant.
  • This generating unit feeds by means of one or more inverters or inverters in the electrical supply network.
  • a converter is a device which generates an alternating current or an alternating voltage of another frequency from an alternating current or an alternating voltage of one frequency.
  • An inverter generates an alternating current or an alternating voltage with a desired frequency from a direct current or a direct voltage.
  • An inverter can be part of an inverter.
  • the decisive factor is that an alternating current or an alternating voltage with a predefinable frequency is generated and, to that extent, all subsequent explanations on a converter apply mutatis mutandis to an inverter and vice versa.
  • the generating unit does not feed by a synchronous generator coupled directly to the supply network, but by means of the converter or inverter.
  • the method is thus provided for detecting a network separation or island network formation.
  • the island network is the result of grid separation, because the network separation forms a stand-alone grid.
  • the proposed method comprises at least the following steps. Initially, feeding is controlled by means of feed-in control.
  • the feed-in control works with at least one current control.
  • the current is detected and returned to control the feeding and thus adjusting the current.
  • a current regulation is used in the control-technical sense, which contains at least one control loop.
  • At least one current control deviation of the control device is detected.
  • Said current control thus includes that there is a current control deviation, namely in particular a deviation between a current setpoint and a detected current actual value.
  • This current deviation is thus part of the current control, but is here additionally detected for detecting a network separation or island network formation or further processed and evaluated.
  • a reference range can thus be predetermined or predetermined and it describes an area in which the current control deviations may lie.
  • this area describes an area in which the current regulation deviations are when operated in a typical non-islanding behavior.
  • the current control deviations can additionally give information about an operating point or working range of the feed-in control and thus of the generating unit, in particular of the wind energy plant.
  • the basic behavior of the generating unit and the feed-in control and in particular their current control is known.
  • area the current control deviation is usually located, that is, in which range it lies when there is no grid separation or stand-alone network formation. Accordingly, this known range can be specified or predetermined as a reference range.
  • the island grid is a network to which only the generating unit and one or more further generating units are connected and to which, in particular, no further generating units with directly coupled synchronous generators are connected.
  • the island grid is a network to which only the generating unit and one or more further generating units are connected and to which, in particular, no further generating units with directly coupled synchronous generators are connected.
  • the invention also proposes a method for controlling a generating unit feeding into an electrical supply network, wherein the generating unit feeds into the electrical supply network by means of one or more inverters or inverters and wherein the method for detecting a grid disconnection is prepared in which one of the electrical supply network! A separate island grid is formed, to which the generating unit is connected, the method distinguishes between a first degree island fault and the presence of a second island island fault and is first checked for detection of island fault of the first degree and after detecting a island fault of the first degree, the existence a second degree island fault is checked.
  • the method can thus detect a network separation or island network formation and this can be done, for example, as already explained in accordance with at least one embodiment described above.
  • a generating unit that uses one or more inverters or inverters for feeding is used.
  • the use of a wind turbine as a generating unit is also proposed here.
  • This method distinguishes between a first degree islanding error and a second degree islanding error. Accordingly, a second degree island fault is a more serious error.
  • the island fault of the second degree is particularly serious to a greater extent than an island fault of the first degree in that it poses a threat to the generating unit, in particular its converter or inverter.
  • the island fault second degree may also cause a threat to other parts of the isolated island network.
  • a first degree island fault has been detected, it is proposed as a further step to check the presence of a second degree islanding fault.
  • a two-stage test is proposed here, namely first on the island fault of the first degree. If such is not available, there is no need to be tested for a second degree island fault.
  • a first degree off-grid error is performed by a method as described in accordance with at least one embodiment above.
  • a current value at which the current control deviation is detected is set to zero. It is here so targeted and especially immediately, so as quickly as possible, responded to this island fault first degree. At least the reaction also looks like that the current output of the relevant generating unit should be regulated to zero.
  • the generating unit thus remains electrically connected, for example, remains electrically connected to a wind farm network, but it receives the value zero as the current setpoint. It is thus intended to regulate the relevant current, ie in particular the output current of the generating unit, to the value zero.
  • a second degree island fault An island fault second degree is so far even rarer and even more critical than the island fault first degree.
  • a second degree island fault can be distinguished by the fact that an undesired current occurs in the island grid, especially occurs at the output of the relevant generating unit, ie in particular occurs at the output of a wind turbine or its converter or inverter.
  • a test variable or test function be determined for checking the detected current control deviation to a deviation from a predetermined reference range from the current control deviation.
  • the amount of current deviation may be used as a test variable, to give a very simple example.
  • the dynamics so that, for example, an increase in the control deviation per unit of time is used as the test variable.
  • several values, especially in chronological order, can be recorded and used as a test function.
  • a transformation of the control deviation or a Control deviation of a transformed current to be regarded as a test variable or test function.
  • a reference variable or reference function is formed and compared with the test variable or test function.
  • an upper limit for a control deviation can be determined in terms of amount. This upper limit is then the reference value and the amount of the detected control deviation the test value. If this amount exceeds the limit value, it is then assumed that there is a deviation from the predetermined reference range.
  • test function In order to check for a deviation from the reference range, it is thus also possible to consider that a detected current-control deviation and, for example, a time-normalized course form the test function. This test function can then be compared with several reference functions. If this test function exceeds a reference function depending on the consideration, this only means that the recorded test function does not match the examined reference function. If, however, another function is found under which this test function falls, then the reference function and thus the current control deviation lie in the predetermined reference range.
  • the predetermined reference range be determined as a function of an operating mode or operating state of the generation input. unit, in particular the feed-in control, is specified or changed.
  • a corresponding reference function can be specified, which reproduces a correspondingly normal reference range.
  • the wind energy installation then changes to a support mode, for example by temporarily providing an instantaneous reserve power by briefly supplying more power to the electrical supply network than is possible due to the wind prevailing at the moment, or more than the rated power, a higher current control deviation, for example, can also occur to be expected.
  • the reference range or for the reference size or reference function can be adjusted.
  • a variable-width control current deviation can lead to the evaluation that there is grid separation or stand-alone network formation.
  • the relevant reference range would thus be selected or adapted or a corresponding reference variable or reference function selected or adapted.
  • Another variant would be to establish corresponding reference ranges or reference variables or reference functions for different operating modes and then to test the test variable or test function for each of these reference ranges.
  • a difference between a desired and an actual value or a desired and an actual current component of a current to be fed in is used as the current control deviation.
  • the current to be injected and its control deviation are considered here in particular.
  • a three-phase current is generated and, in addition, a solMstwertone is made for each phase and thus considered for each phase, a current deviation.
  • a phase may be a current component of the current to be injected.
  • a deviation of the current control deviation from the reference range is present when - the current deviation, test variable or test function exceeds a predetermined limit in magnitude, the current deviation, test variable or test function leaves a predetermined normal band or the current deviation, test variable or Test function changes with a temporal gradient, which exceeds the amount according to a predetermined limit gradient.
  • the current deviation which is used for testing whether there is a grid separation or stand-alone network formation is formed according to a vector metric from amounts of the deviations of each phase current from its current setpoint.
  • Each phase current, current setpoint and also the respective deviation between them can each be described as a vector, possibly time-varying. Such a consideration may be referred to particularly as vector metrics.
  • the sum of such amounts is considered as a current deviation.
  • a network separation or stand-alone network formation is detected if the current control deviation thus detected, that is to say in particular the sum of the amounts, exceeds a deviation limit value.
  • an amount of the current control deviation, test variable or test function is set in relation to a tolerance bandwidth, in particular to an average tolerance bandwidth.
  • a network separation is detected when the ratio of the amount of the deviation or the deviation sum to the tolerance bandwidth exceeds the deviation limit value.
  • a network separation if the amount of deviation is many times greater than the tolerance bandwidth. Then it is to be assumed that a network separation, because the underlying tolerance band method could not rudimentally correct the deviation and, in particular, this very high control deviation was exceeded by a multiple of the tolerance bandwidth.
  • a deviation of the nominal current from the upper band limit can be assumed as a system deviation if this is exceeded or from the lower band limit if this is undershot. Alternatively, it is possible to base the evaluation of the current control deviation on a value curve within the tolerance band.
  • a three-phase feed-in current in particular by predetermining current components by means of a vector control, be fed into the electrical supply network, with the three-phase feed current being controlled by means of a dq transformation into a d-component and a q- to control the feed-in.
  • Component is decomposed.
  • the recognition of a network separation or island network formation by designing a deviation from the predetermined reference range is interpreted as detecting a first-degree islanding network error.
  • the generating unit continues to be operated. In particular, it continues to operate with a zero current setpoint.
  • a second degree islanding error be checked and then assuming the existence of a second islanding error second degree, if a current control deviation is still detected, although a current setpoint value is zero in the feed-in control.
  • a second degree islanding error then exists if the generating unit fails to actually comply with the current setpoint value of zero. Accordingly, there is a large exception error, namely a second degree island fault, in which the resulting island network of the generating unit basically imposes a current, be it positive or negative. Exactly this situation is preferably checked here.
  • the generating unit after detection of an islanding fault of the first degree, the generating unit remains connected to the electrical supply network or the island grid and after detection of a second island fault, the generating unit is disconnected from the electrical supply network or the island grid or parking network.
  • a galvanic separation is proposed here. The separation can also be done by means of appropriate power semiconductors. It is thus not only advantageously tested in a second step for a second degree island fault, but it is also, should such a second degree island fault be recognized, a further security measure proposed.
  • the method is implemented in the generating unit so that it carries out the proposed steps quickly in succession, and thus very quickly too, should that be necessary, perform this separation in case of second degree islanding error.
  • a generation unit in particular a wind turbine, is also proposed.
  • This includes at least one or more inverters or inverters for feeding electrical power into the electrical supply network.
  • a converter or inverter is used, depends on the specific design of the generating unit, especially the wind turbine. It is important that the generating unit is not designed in such a way that it feeds via a synchronous generator directly coupled to the grid, but via a converter or an inverter unit.
  • a feed-in control is provided, which is prepared to control the feeding by means of at least one current control.
  • a current regulation is implemented in the feed-in control.
  • measuring devices which carry out the corresponding current measurement for current regulation.
  • a detection means is provided for detecting at least one current control deviation of the control device.
  • the current control deviation is thus not only used for the current control of the feed-in control, but also used for further testing.
  • the detection means can also be formed in that it receives the current deviation as a signal from the feed control.
  • the detection means can also be provided as a software solution. Another evaluation of the flow control deviation in the feed-in control comes into consideration. In this case, the detection means would be a corresponding evaluation block in the software.
  • a test means is provided for checking the detected current deviation to a deviation from a predetermined reference range. This test equipment can also be designed as software in a test block. It can also be implemented within the feed-in control.
  • the system controller is prepared to recognize a network separation when a deviation from the predetermined reference range has been detected.
  • the grid separation is one in which a stand-alone grid separated from the electrical supply grid is created, namely that to which the generating unit is connected.
  • the generating unit in particular a wind energy plant, is characterized in that it is prepared to carry out a method according to at least one of the embodiments described above.
  • a wind farm with several wind turbines is also proposed. At least one of the wind turbines, preferably all of these wind turbines, is or are each a generating unit or wind turbine according to an embodiment described above. It is particularly advantageous for such a wind farm that, in the event of grid disconnection, it can form the island grid or can form a significant part of such an isolated grid. The detection of such a network separation and the proposed action taken can thus lead to a protection of the wind turbines but thereby also to a protection of the wind farm as a whole. Therefore, it is advantageous to provide a wind farm with such wind turbines that can detect such separation or islanding.
  • Figure 1 shows a wind turbine in a perspective view.
  • FIG. 2 shows a wind farm in a schematic representation.
  • Figure 3 shows schematically a part of a generating unit with elements for illustrating the behavior in the case of islanding according to an embodiment.
  • Figure 4 shows schematically a part of a generating unit and elements for illustrating the behavior in the case of islanding according to a second embodiment.
  • FIG. 1 shows a wind energy plant 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set in rotation by the wind in rotation and thereby drives a generator in the nacelle 104 at.
  • FIG. 2 shows a wind farm 1 12 with, by way of example, three wind turbines 100, which may be the same or different.
  • the three wind turbines 100 are thus representative of virtually any number of wind turbines of a wind farm 1 12.
  • the wind turbines 100 provide their power, namely in particular the 5 generated power via an electric parking network 1 14 ready.
  • a transformer 1 16 which transforms the voltage in the park, to then at the feed point 1 18, which is also commonly referred to as PCC, in the supply network 120th feed.
  • Figure 2 is only a simplified illustration of a wind farm 1 12 which, for example, does not show control, although of course there is control.
  • the parking network 1 14 be designed differently, in which, for example, a transformer at the output of each wind turbine 100 is present, to name just another embodiment.
  • FIG. 3 shows a part of a generation unit 300, namely, in particular, an inverter 302, with a system controller 304, which contains elements for measuring, evaluating and controlling the inverter 302.
  • the inverter 302 has a DC intermediate circuit 306, which receives power or energy from a generator part 308 of the generating unit 300.
  • the generator part 308 is indicated here only schematically and can, for example, for a
  • the DC intermediate circuit 306 thus receives its power or energy from the generator part 308 and, based on this, the inverter 302 can generate a three-phase output current at the inverter output 310. This output current is output via the mains chokes or three-phase mains choke 312 and can there as well
  • This output current i (t) is therefore representative of the entire three-phase current or representative of a measurement of a phase current of each of the phases.
  • phase currents i (t) For each of these phase currents i (t), a desired 30 / actual value comparison is respectively performed on the current comparator 316 between the detected actual current which was detected by the current measuring means 314 and a desired current.
  • the currents hi, and isi are plotted as actual values there as actual currents of the individual phases, which currents are subtracted from the respective desired current h s , i 2s or i 3 s .
  • the desired currents h s , 12s and i3s are specified in the transformation block 318 for each phase. This should also be illustrated with the indicated sine waves sin, which are shown in different phase positions.
  • a multiplier arrangement 320 is arranged, which is intended to take into account the case of islanding and only then becomes relevant. As long as no island network formation has been detected and thus in particular there is also no island network error, the multipliers each receive the value 1 as error signal EF, so that the current nominal values which the transformation block 318 outputs reach the respective comparator 316 unchanged.
  • the transformation block 318 receives current setpoint values in dq coordinates as input variables, namely the setpoint value ids and the setpoint value i qs .
  • the setpoint current component i qs is thereby predefined essentially directly.
  • the setpoint current component ids also takes into account a setpoint / actual comparison of the voltage comparator 322, which forms a sol d value difference between the voltage Vdc detected at the DC voltage intermediate circuit 306 and a predetermined voltage Vdcs.
  • the transformation block 318 also takes into account a transformation angle ⁇ , which is determined by a PLL control 324 from a measured output voltage v (t).
  • the output voltage v (t) is detected by means of a voltage measuring means 326, for example in the region between the three-phase mains choke 312 and a power transformer 328.
  • the power transformer 328 is then connected to the indicated network 330.
  • the grid 330 may be the electrical utility grid and the grid connection point 332 may be between the grid transformer 328 and the indicated grid 330.
  • the current control deviations ⁇ , ⁇ , 2 and ⁇ , 3, ie the outputs of each comparator 316 are supplied to the control blocks 334.
  • the drive blocks 334 respectively drive respective semiconductor switches in the inverter 302 to generate the output currents iii, 2I, and i3i from the DC voltage in the DC link 306.
  • the drive blocks 334 together form feed-in control.
  • the comparators 316 and, if appropriate, a setpoint value, in particular the transformation block 318, can be added to the feed-in control.
  • the current control deviations ⁇ , ⁇ , 2 and ⁇ , 3 are also input to the test block 336, which thus forms the test means.
  • This test means or the test block 336 checks whether the current control deviation deviates from a predetermined reference range.
  • the symbolic data feed 338 can to this extent also be regarded as detection means for detecting the current control deviations.
  • the current control deviations are formed in the current comparators 316 to control the feed, but their forwarding to the test block 336 is another detection to that extent.
  • test block 336 it is thus checked whether these current control deviations or current control deviations ⁇ , ⁇ , 2 and ⁇ 13 deviate from a predetermined reference range.
  • a check of the absolute values of these three differential currents ⁇ , ⁇ , 2 and ⁇ 13 with a limit value is considered here.
  • an average of their amounts can be formed and compared with a corresponding limit value, or their amounts are added up and this sum is compared with an absolute limit value. If it turns out that there is a network separation and thus an island network, the error signal EF is output. This error signal EF can be given to another evaluation or control block 340.
  • This evaluation and control block may include, for example, to inform the network operator or the plant operator or a park operator of the detected error.
  • it is provided to give the error signal EF to the multiplier arrangement 320, there with the desired currents h s o, i2so and. i3so to be multiplied.
  • the desired currents h s o, i2so and. i3so to be multiplied.
  • the desired currents h s o, i2so and. i3so can be designed so that it assumes the value zero in the event of an error. This would then the three desired currents h s , 12s and. i3s have the value zero.
  • this use of the multiplier arrangement 320 is to be understood symbolically in particular, and various other implementations come into consideration, such as the error signal already to be considered in the transformation block 318.
  • an error propagation 342 is shown to indicate that the error signal may also directly affect the control values output from the drive blocks 334.
  • the fastest possible and immediate response or measure is proposed.
  • the generating unit 300 can continue to remain connected, ie in particular also be connected to the network 330 via the network transformer 328 and the grid connection point 332. But it is detected that the output current i (t) or the three phase currents hi, and ⁇ 3 ⁇ are not zero, especially if it is detected that they have a very high value, this may also be detected in the test block 336. In particular, it is implemented in the test block 336 that such monitoring is performed. Thus, such a current behavior is monitored in the test block 336, especially after occurrence of islanding. In that regard, the detection of an island mesh formation described so far with reference to FIG. 3 is the detection of a first-degree islanding fault.
  • this first-degree islanding fault has been detected and the current setpoint or setpoint values have been set to zero, a current is still detected, in particular a high output current is detected, possibly also with a negative sign, this can be considered as second degree islanding error in the test block 336 be recorded.
  • the special error signal EEF is output.
  • This special error signal EEF can also be supplied to the evaluation and control block 340 in order to communicate this, for example, to a system, parking or network operator.
  • it is proposed that upon detection of this island network error of the second degree of the intended disconnect switch 344 is controlled by the test block 336 immediately, namely so that it opens.
  • the generating unit 300 and thus its inverter 302 is thus separated from the rest of the network.
  • the network separation takes place as close as possible to the generating unit 300 and the inverter 302, namely directly behind the line choke 312. This may mean, for example, a separation of a wind park network 346, which is only hinted at here and also assumes that the generating unit 300th a wind turbine is.
  • FIG. 4 shows a generation unit 400 or a part thereof, which has an inverter 402 and a system controller 404. Also provided is a DC link 406 which is powered by a generator section 408 and provides power to inverter 402 to provide inverter output 410 with output current i (t) and three phase currents in, respectively Also, a three-phase line choke 412 is present. In addition, a line filter 413 is indicated here.
  • FIG. 4 also shows a parking network 446, a network transformer 428, a network 430, and before that a network connection point 432.
  • an arrangement of a plurality of drive blocks 434 is also provided. These drive blocks can at least partially form the feed-in control. Unlike in the embodiment of FIG. 3, however, a voltage control or a vector control is provided here. Especially a triangular modulation is proposed here. For this, the three-phase output current i (t) with the Current measuring means 414 detected, and transformed in a current transformation block 450 into a q- component i q and a d-component id. The transformation angle ⁇ required therefor is also determined here by means of a PLL control 424 which uses a detected voltage v (t) of the voltage measurement means 426 as input variable.
  • the components i q and id transformed in the current transformation block 450 are then compared in a current comparator arrangement 416 with a desired current component ids or i qs , respectively.
  • the calculation is very similar to the embodiment of Figure 3 and in particular the current component ids is compared by means of a voltage comparator 422 from the voltages Vdc (t) and Vdcs.
  • the two differential current components Aid and Aiq arise.
  • These two differential current components Aid and Ai q thus form the control current deviation and this is supplied via the data feed 438 to the test block 436.
  • the data feed 438 can thus also be understood here as a detection means which detects this current control deviation from the feed-in control and supplies it to the test block 436.
  • the test block 436 which thus represents a test means, then first checks for a network separation or island network formation and thus for a first-island island fault. If such an islanding network error of the first degree is detected, the error signal EF is also output here.
  • This error signal EF is for the sake of simplicity just as designated as the embodiment of Figure 3, but may differ in its values. Preferably, however, it does not differ and has the value zero or one. If it has the value one, this means that there is no error, ie no grid separation or stand-alone network formation has been detected.
  • this value one have no effect on the multiplier arrangement 420, so ids and i qs does not change the depth there target current components because of the multiplication by the first But if a network error of the first degree is detected, this error signal EF can assume the value zero. This results in the setpoint current components being set to zero.
  • the symbolically represented error forwarding 442 indicates a direct and immediate effect on control signals of the control blocks 434 for driving the inverter 402.
  • the error signal EF can be supplied to the evaluation and control block 440 in order, for example, to continue to communicate this information and not only to use it for the regulation.
  • test block 436 continues the test and checks whether a second-degree off-grid error also occurs. Again, this is done based on the sensed current droop that is still provided to the test block 436 by the data feed 438. If an islanding network error of the second degree is detected, the disconnecting switch 444 is actuated, namely opened, and the inverter 402 is thus disconnected from the parking network 446. In addition, this particular error EEF is fed to the evaluation and control block 440.
  • the inverter 402 will continue to operate and not separate, but it will not feed any current. If, nevertheless, a current is detected, in particular one which has a high value and can not be explained by the control of the inverter 402, a second-degree stand-alone system fault is assumed and the disconnecting switch 444 is opened.
  • the evaluation and control block 440 can also be used to give a reset signal to the test block 436.
  • the circuit breaker 444 can be closed again and it can also accept the error signal EF again the value one, and thereby the target current can again Leave zero. It is also contemplated that only a first degree island fault was detected and the disconnect switch 444 was not opened. But even then the evaluation and control block 440 may give a reset signal to the test block 436 to reset at least the error signal EF again to a value which shows that there is no error, in particular to the value one.
  • this functionality is to give a reset signal from the evaluation and control block 440 to the test block 436 in the same manner described also for the embodiment of Figure 3, therefore there the evaluation and control block 340 is a reset signal can give to the test block 336.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Steuern einer in ein elektrisches Versorgungs- netz (330) einspeisenden Erzeugungseinheit (300), wobei die Erzeugungseinheit (300) mittels eines oder mehrerer Umrichter oder Wechselrichter (302) in das elektrische Versorgungsnetz (330) einspeist, unddas Verfahren ist zum Erfassen einer Netztren- nung oder Inselnetzbildung vorgesehen, und das Verfahren umfasst die Schritte Steuern des Einspeisens mittels einer Einspeisesteuerung (334), die mit mindestens einer Strom- regelung arbeitet,Erfassen wenigstens einer Stromregelabweichung, Prüfen der erfass- ten Stromregelabweichung auf eine Abweichung von einem vorbestimmten Referenzbe- reich und Erkennen auf eine Netztrennung, bei der ein von dem elektrischen Versor- gungsnetzt abgetrenntes Inselnetz entsteht, an das die Erzeugungseinheit (300) ange- schlossen ist, wenn eine Abweichung von dem vorbestimmten Referenzbereich erfasst wurde.

Description

Verfahren zum Erfassen einer Inselnetzbildung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Steuern einer in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeisenden Erzeugungseinheit, insbesondere ein Verfahren zum Steuern einer solchen Windenergieanlage. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung eine solche Erzeugungseinheit, insbesondere eine solche Windenergieanlage. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung einen Windpark mit wenigstens einer solchen Windenergieanlage.
Windenergieanlagen sind bekannt und sie werden heutzutage häufig in einem Windpark zusammengefasst, so dass viele Windenergieanlagen, beispielsweise 50 oder 100 an einem Netzanschlusspunkt in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeisen. Häufig ist es sogar so, dass abgelegene Windparks zusätzlich über eine vergleichsweise lange Stichleitung mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbunden sind.
Solche Windparks und die entsprechenden Versorgungsnetze sind mit verschiedenen Schutzeinrichtungen versehen. Besonders im elektrischen Versorgungsnetz, das beispielsweise das Europäische Verbundnetz sein kann, können Trennschalter vorgesehen sein, um Teile oder Abschnitte des elektrischen Versorgungsnetzes elektrisch abzutrennen. Auch eine Trennung eines genannten Windparks kommt hierbei in Betracht. Dabei kann eine solche Trennung an sehr unterschiedlichen Stellen erfolgen. Im Hinblick auf den Windpark kann eine Trennung im Bereich des Netzanschlusspunktes erfolgen und das kann, wenn eine beschriebene lange Stichleitung vorliegt, beispielsweise auch am Ende oder Anfang dieser Stichleitung erfolgen. Es kommt auch in Betracht, dass eine Trennung erfolgt, bei der mehrere Windparks, oder außerdem auch noch andere dezentrale Einspeiser wie beispielsweise Solaranlagen, betroffen sind. Es kommt also beispielsweise in Betracht, dass eine Trennung erfolgt, nach der ein Abschnitt vom übrigen elektrischen Versorgungsnetz abgetrennt wird und dieser abgetrennte Abschnitt weiterhin miteinander verbundene Erzeugungseinheiten enthält. Dieser Abschnitt kann beispielsweise mehrere elektrisch miteinander verbundene Windparks und Solaranlagen umfassen. Es kommt aber auch in Betracht, dass nur ein einzelner Windpark von einem Teil des elektrischen Versorgungsnetzes getrennt wird. In jedem Fall können die durch die Trennung abgetrennten Bereiche als Inselnetze bezeichnet werden. Das Trennen mit dem Ergebnis der Abtrennung wird als Inselnetzbildung bezeichnet.
Dabei gibt es verschiedene Arten der Inselnetzbildung. Eine Art der Inselnetzbildung ist eine, bei der das abgetrennte Inselnetz nur Erzeugungseinheiten beinhaltet, die keine direkt gekoppelten Synchrongeneratoren aufweisen, die also keine herkömmlichen Großkraftwerke aufweisen. Eine solche Inselnetzbildung bzw. das betreffende Inselnetz wird hier als Inselnetz Typ A bezeichnet. Diese Art der Inselnetzbildung bzw. dieses Inselnetz zeichnet sich außerdem dadurch aus, dass keine zusätzlichen signifikanten Verbraucher in diesem abgetrennten Teil vorhanden sind bzw. betrieben werden. Natürlich beinhaltet auch jede Windenergieanlage Verbraucher, wie beispielsweise zum Betreiben eines Prozessrechners. Bei dieser beschriebenen Inselnetzbildung zu einem Inselnetz Typ A sind aber keine Verbraucher in dem abgetrennten Teil vorhanden, die nicht Teil der Erzeugungseinheiten sind. Auch die oben beschriebenen Beispiele betreffen eine solche Inselnetzbildung eines Inselnetzes Typ A.
Weitere mögliche Inselnetzbildungen sind nicht Gegenstand der vorliegenden Erfindung, bei denen beispielsweise signifikante Verbraucher in dem abgetrennten Teil vorhanden sind und als Inselnetz Typ B bezeichnet werden können, oder bei denen zusätzlich auch wenigstens ein Großkraftwerk vorhanden ist und im Übrigen der abgetrennte Teil derart groß ist und unterschiedliche Teilnehmer beinhaltet, dass er eigenständig weiter betrieben werden könnte und als Fragmentierung bezeichnet werden kann.
Tritt eine solche Inselnetzbildung des Inselnetzes Typ A auf, ist es für die Windenergieanlagen und anderen Erzeuger in diesem Inselnetz sinnvoll, ihre Leistung zu reduzieren, insbesondere auf null zu reduzieren, weil diese nicht mehr in das übrige Versorgungsnetz eingespeist werden kann und auch keine Verbraucher zum Abnehmen der Leistung vorhanden sind. Problematisch dabei ist allerdings, dass eine solche Trennung nicht ohne weiteres erkannt werden kann. Besonders eine Trennung durch einen Netzschutzschalter oder anderen Schutzschalter kann regelmäßig ohne irgendeine Vorankündigung oder ohne irgendein Warnsignal oder anderes Anzeichen erfolgen. Dabei kommt es auch regelmäßig vor, dass besonders ein Windpark oder gar eine Windenergieanlage den entsprechenden Trennschalter weder unter Kontrolle noch unter Überwachung hat. Selbst wenn ein zentraler Windparkregler einen solchen Trennschalter unter Überwachung hätte, gäbe es dann auch noch das Problem, eine solche Kenntnis an die Windenergieanlagen des Parks schnell weiter zu geben. Auch das Installieren eines Sensors zum Erkennen, ob ein Trennschalter trennt oder nicht, dürfte schon deswegen problematisch sein, weil verschiedene Trennschalter an verschiedenen Orten vorhanden sind und nicht vorhergesehen werden kann, welcher Trennschalter eine Trennung durchführen wird. Zudem wäre auch ein solcher Aufwand sehr hoch.
Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zur vorliegenden Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 195 03 180 A1 , DE 10 2008 017 715 A1 , DE 10 2014 104 287 A1 , DE 691 15 081 T2, US 2013/0076134 A1 , US 5,493,485 A und WO 2017/009608 A1. Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der oben genannten Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung geschaffen werden, eine Inselnetzbildung möglichst schnell und möglichst zuverlässig zu erkennen. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden.
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen. Demnach wird wenigstens eine in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeisende Erzeugungseinheit gesteuert. Insbesondere ist eine solche Erzeugungseinheit eine Windenergieanlage. Diese Erzeugungseinheit speist dabei mittels eines oder mehrerer Umrichter oder Wechselrichter in das elektrische Versorgungsnetz ein. Dabei ist ein Umrichter ein Gerät, das aus einem Wechselstrom bzw. einer Wechselspannung einer Frequenz einen Wechsel- ström bzw. eine Wechselspannung einer anderen Frequenz erzeugt. Ein Wechselrichter erzeugt aus einem Gleichstrom bzw. einer Gleichspannung einen Wechselstrom bzw. eine Wechselspannung mit gewünschter Frequenz. Ein Wechselrichter kann Teil eines Umrichters sein. Entscheidend ist, dass ein Wechselstrom bzw. eine Wechselspannung mit vorgebbarer Frequenz erzeugt wird und insoweit gelten alle nachfolgenden Erläute- rungen zu einem Umrichter sinngemäß auch für einen Wechselrichter und umgekehrt.
Besonders kommt es darauf an, dass die Erzeugungseinheit nicht durch einen direkt mit dem Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongenerator einspeist, sondern mittels des Umrichters oder Wechselrichters.
Das Verfahren ist somit zum Erfassen einer Netztrennung oder Inselnetzbildung vorge- sehen. Besonders ist die Inselnetzbildung das Ergebnis der Netztrennung, weil sich durch die Netztrennung ein Inselnetz bildet. Das vorgeschlagene Verfahren umfasst wenigstens die folgenden Schritte. Zunächst wird das Einspeisen mittels einer Einspeisesteuerung gesteuert. Die Einspeisesteuerung arbeitet mit mindestens einer Stromregelung. Es wird also der Strom erfasst und zum Steuern des Einspeisens und damit zum Einstellen des Stromes zurückgeführt. Es wird also eine Stromregelung im regelungstechnischen Sinne eingesetzt, die wenigs- tens eine Regelungsschleife beinhaltet.
Es wird dann weiter vorgeschlagen, dass wenigstens eine Stromregelabweichung der Steuerungseinrichtung erfasst wird. Die genannte Stromregelung beinhaltet somit, dass eine Stromregelabweichung vorliegt, nämlich besonders eine Abweichung zwischen einem Stromsollwert und einem erfassten Stromistwert. Diese Stromregelabweichung ist somit Teil der Stromregelung, wird hier aber zusätzlich zum Erfassen einer Netztrennung bzw. Inselnetzbildung erfasst bzw. dazu weiter verarbeitet und ausgewertet.
Weiterhin wird geprüft, ob die erfasst Stromregelabweichung eine Abweichung von einem vorbestimmten Referenzbereich aufweist. Ein solcher Referenzbereich kann somit vorbestimmt bzw. vorgegeben werden und er beschreibt einen Bereich, in dem die Stromregel- abweichungen liegen dürfen. Besonders beschreibt dieser Bereich einen Bereich, in dem die Stromregelabweichungen liegen, wenn sie in einem typischen Nichtinselnetzverhalten betrieben werden.
Stromregelabweichungen kommen natürlich vor und sind essentieller Bestandteil der Stromregelung. Die Stromregelung versucht, wie es für eine Regelung üblich ist, die Stromregelabweichungen auszuregeln.
Es wurde aber erkannt, dass die Stromregelabweichungen zusätzlich Aufschluss über einen Betriebspunkt oder Arbeitsbereich der Einspeisesteuerung und damit der Erzeugungseinheit, besonders der Windenergieanlage, geben können. Dabei ist das grundsätzliche Verhalten der Erzeugungseinheit und auch der Einspeisesteuerung und insbe- sondere ihrer Stromregelung bekannt. Besonders ist bekannt, in welchem Bereich die Stromregelabweichung üblicherweise liegt, also in welchem Bereich sie liegt, wenn keine Netztrennung oder Inselnetzbildung vorliegt. Entsprechend kann dieser bekannte Bereich als Referenzbereich vorgegeben oder vorbestimmt werden.
Dazu wird nun überprüft, ob die erfassten Stromregelabweichungen diesen Referenzbe- reich verlassen, ob also die Stromregelabweichung von einem vorbestimmten Referenzbereich abweicht, also außerhalb eines solchen Referenzbereichs liegt. Es wird dann auf eine Netztrennung, bei der ein von dem elektrischen Versorgungsnetz abgetrenntes Inselnetz entsteht, erkannt, wenn eine Abweichung von dem vorbestimmten Referenzbereich erfasst wurde. Dabei wird natürlich nur eine Inselnetzbildung bzw. Netztrennung erkannt, wenn die entsprechende Erzeugungseinheit auch an dieses Inselnetz angeschlossen ist, das durch die erkannte Netztrennung bzw. Inselnetzbildung entstanden ist.
Besonders bevorzugt ist das Inselnetz ein Netz, mit dem nur die Erzeugungseinheit und eine oder mehrere weitere Erzeugungseinheiten verbunden sind und an das insbesondere keine weiteren Erzeugungseinheiten mit direkt gekoppeltem Synchrongenerator ange- schlössen sind. An das betrachtete Inselnetz sind also auch keine konventionellen Großkraftwerke angeschlossen.
Erfindungsgemäß wird auch ein Verfahren zum Steuern einer in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeisenden Erzeugungseinheit vorgeschlagen, wobei die Erzeugungseinheit mittels eines oder mehrerer Umrichter oder Wechselrichter in das elektrische Versor- gungsnetz einspeist und wobei das Verfahren zum Erkennen auf eine Netztrennung, vorbereitet ist, bei der ein von dem elektrischen Versorgungsnetz! abgetrenntes Inselnetz entsteht, an das die Erzeugungseinheit angeschlossen ist, wobei das Verfahren zwischen einem Inselnetzfehler ersten Grades und dem Vor- liegen eines Insel netzfehlers zweiten Grades unterscheidet und zunächst auf ein Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades geprüft wird und nach Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades das Vorliegen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades geprüft wird. Das Verfahren kann somit eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung erkennen und das kann beispielsweise so erfolgen, wie gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform bereits erläutert wurde. Auch hier wird als Erzeugungseinheit eine verwendet, die einen oder mehrere Umrichter oder Wechselrichter zum Einspeisen verwendet. Insbesondere wird auch hier die Verwendung einer Windenergieanlage als Erzeugungseinheit vorgeschlagen. Dieses Verfahren unterscheidet zwischen einem Inselnetzfehler ersten Grades und einem Inselnetzfehler zweiten Grades. Entsprechend ist ein Inselnetzfehler zweiten Grades ein schwerwiegenderer Fehler. Der Inselnetzfehler zweiten Grades ist besonders insoweit schwerwiegender als ein Inselnetzfehler ersten Grades, als dass er eine Gefähr- dung für die Erzeugungseinheit, insbesondere ihrer Umrichter oder Wechselrichter darstellt. Der Inselnetzfehler zweiten Grades kann insoweit auch eine Gefährdung anderer Teile des abgetrennten Inselnetzes hervorrufen.
Hierzu wird somit vorgeschlagen, zunächst auf ein Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades zu prüfen. Besonders wird dazu auch vorgeschlagen, auf einen solchen erkannten Inselnetzfehler ersten Grades steuerungstechnisch zu reagieren, was nachfolgend noch gemäß weiteren Ausführungsformen erläutert wird.
Ist nun ein Inselnetzfehler ersten Grades erkannt worden, wird als weiterer Schritt vorgeschlagen, das Vorliegen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades zu prüfen. Insoweit wird hier eine zweistufige Prüfung vorgeschlagen, nämlich zunächst auf den Inselnetzfehler ersten Grades. Liegt ein solcher nicht vor, braucht auch nicht auf einen Inselnetzfehler zweiten Grades geprüft zu werden.
Bevorzugt wird ein Inselnetzfehler ersten Grades mit einem Verfahren durchgeführt, wie gemäß wenigstens einer vorstehenden Ausführungsform dazu beschrieben wurde.
Weiterhin wird gemäß einer Ausführungsform vorgeschlagen, dass bei Erkennen des Inselnetzfehlers ersten Grades ein Stromwert, zu dem die Stromregelabweichung erfasst wird, auf null gesetzt wird. Es wird hier also gezielt und insbesondere sofort, also so schnell wie möglich, auf diesen Inselnetzfehler ersten Grades reagiert. Die Reaktion sieht zumindest auch so aus, dass die Stromabgabe der betreffenden Erzeugungseinheit auf null geregelt werden soll. Die Erzeugungseinheit bleibt also elektrisch verbunden, bleibt beispielsweise mit einem Windparknetz elektrisch verbunden, erhält dabei aber als Stromsollwert den Wert null. Es ist somit vorgesehen, den betreffenden Strom, also besonders den Abgabestrom der Erzeugungseinheit, auf den Wert null zu regeln.
Somit wurde zumindest als Sofortmaßnahme auf diese Ausnahmesituation der Netztrennung bzw. Inselnetzbildung zunächst schnell und angemessen reagiert. Hierbei liegt zunächst ein Inselnetzfehler ersten Grades vor. Es wurde aber erkannt, dass trotz dieser Reaktion auf die Inselnetzbildung ein noch größerer Ausnahmefall vorliegen kann, nämlich ein Inselnetzfehler zweiten Grades. Ein Inselnetzfehler zweiten Grades ist insoweit noch seltener und dabei noch kritischer als der Inselnetzfehler ersten Grades. Besonders kann sich ein Inselnetzfehler zweiten Grades dadurch auszeichnen, dass ein unerwünschter Strom in dem Inselnetz auftritt, besonders auch am Ausgang der betreffenden Erzeugungseinheit auftritt, also insbesondere am Ausgang einer Windenergieanlage bzw. ihrer Umrichter oder Wechselrichter auftritt. Es tritt hier also ein solcher Strom auf, obwohl der Sollwert des Ausgabestroms auf null gesetzt wurde und insoweit bei funktionierender Regelung auch von einem Iststrom des Wertes null auszugehen ist. Eine Ursache für einen solchen Strom kann darin liegen, dass weitere Erzeuger in dem entstandenen Inselnetz weiter Strom einspeisen. Es wird nun vorgeschlagen, dass dann, wenn ein solcher Inselnetzfehler zweiten Grades nach einem Inselnetzfehler ersten Grades erkannt wurde, ein Leistungsschalter geöffnet wird, der einen Strom unterbricht, der der Stromregelabweichung zugrunde liegt. Es geht hier besonders um den Ausgangsstrom und wenn ein solcher Inselnetzfehler zweiten Grades erkannt wurde, wird vorgeschlagen, den Ausgangsstrom durch einen entspre- chenden Leistungsschalter zu unterbrechen.
Besonders wurde hier erkannt, dass zunächst bei Vorliegen einer Inselnetzbildung, wenn noch von einem Inselnetzfehler ersten Grades ausgegangen werden kann, die betreffende Erzeugungseinheit zunächst verbunden bleibt und lediglich auf den Stromwert null regelt. Damit kann gewährleistet werden, dass die Erzeugungseinheit auch besonders bei Beendigung der aufgetretenen Inselnetzbildung sofort wieder einspeisebereit sein kann. Das kann besonders wichtig sein, um das Netz zu stützen, das möglicherweise auch aufgrund eines Netzproblems zu der Inselnetzbildung geführt hat. Erst wenn dieser Versuch fehlschlägt und ein Inselnetzfehler zweiten Grades erkannt wurde, wird eine tatsächliche Trennung der Erzeugungseinheit durchgeführt. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zum Prüfen der erfassten Stromregelabweichung auf eine Abweichung von einem vorbestimmten Referenzbereich aus der Stromregelabweichung eine Prüfgröße oder Prüffunktion bestimmt wird. Beispielsweise kann der Betrag der Stromabweichung als Prüfgröße verwendet werden, um ein sehr einfaches Beispiel zu nennen. Es kommt aber auch die Betrachtung der Dyna- mik in Betracht, so dass beispielsweise ein Anstieg der Regelabweichung pro Zeiteinheit als Prüfgröße verwendet wird. Außerdem oder Alternativ können mehrere Werte, besonders in zeitlicher Folge, aufgenommen und als Prüffunktion zugrundegelegt werden. Es kommt aber auch in Betracht, eine Transformation der Regelabweichung oder eine Regelabweichung eines transformierten Stromes als Prüfgröße oder Prüffunktion zu betrachten.
Darauf abgestimmt wird eine Referenzgröße oder Referenzfunktion gebildet und mit der Prüfgröße bzw. Prüffunktion verglichen. Im einfachsten Fall kann eine Obergrenze für eine Regelabweichung dem Betrage nach festgelegt werden. Diese Obergrenze ist dann die Referenzgröße und der Betrag der erfassten Regelabweichung die Prüfgröße. Übersteigt dieser Betrag den Grenzwert, wird dann davon ausgegangen, dass eine Abweichung von dem vorbestimmten Referenzbereich vorliegt.
Ebenso können hier aber auch Verläufe als Referenzfunktion zugrunde gelegt werden. Beispielsweise können Situationen auftreten, in denen sehr kurzzeitig, beispielsweise nur für einen Abtastschritt, eine sehr hohe Stromregelabweichung vorliegt, die dann aber wieder auf einen wesentlich niedrigeren Wert abfällt. Ein solches Verhalten kann ein Verhalten sein, das nicht auf eine Netztrennung oder Inselnetzbildung hindeutet und insoweit ein Verhalten darstellt, das keine Abweichung der Stromregelabweichung von dem vorbestimmten Referenzbereich darstellt. Mit anderen Worten kann dieser beispielhaft erläuterte Stromverlauf mit einem kurzen hohen Stromwert in dem Referenzbereich liegen.
Auf diese Art und Weise können auch weitere Verläufe von Stromregelabweichungen einen Verlauf bilden, der nicht auf eine Netztrennung oder Inselnetzbildung hindeutet. Damit können viele verschiedene Stromverläufe in dem Referenzbereich liegen bzw. dadurch in ihrer Gesamtheit den Referenzbereich bilden.
Zum Prüfen auf eine Abweichung von dem Referenzbereich kommt somit auch in Betracht, dass eine erfasste Stromregelabweichung und dazu beispielsweise ein zeitlicher normierter Verlauf die Prüffunktion bildet. Diese Prüffunktion kann dann mit mehreren Referenzfunktionen verglichen werden. Überschreitet diese Prüffunktion, wobei je nach Betrachtung auch ein Unterschreiten in Betracht kommt, eine Referenzfunktion, bedeutet das nur, dass die aufgenommene Prüffunktion nicht zu der untersuchten Referenzfunktion passt. Findet sich aber eine andere Funktion, unter die diese Prüffunktion fällt, so liegt die Referenzfunktion und damit im Ergebnis die Stromregelabweichung in dem vorbe- stimmten Referenzbereich.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass der vorbestimmte Referenzbereich in Abhängigkeit eines Betriebsmodus oder Betriebszustandes der Erzeugungsein- heit, insbesondere der Einspeisesteuerung, vorgegeben oder verändert wird. Befindet sich die Windenergieanlage also in einem normalen Betriebsmodus, in dem eine Einspei- sung ohne Besonderheiten vorliegt, so kann eine entsprechende Referenzfunktion vorgegeben werden, die einen entsprechend normal gestalteten Referenzbereich wiedergibt. Wechselt die Windenergieanlage dann in einen Stützmodus, indem beispielsweise kurzfristig eine Momentanreserveleistung bereitgestellt wird, indem kurzfristig mehr Leistung in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird, als aufgrund des in dem Moment vorherrschenden Windes möglich ist, oder mehr als die Nennleistung, kann beispielsweise auch eine höhere Stromregelabweichung erwartet werden. Das liegt besonders auch an der hohen Dynamik einer solchen Netzstützung durch Bereitstellung einer Momentanreserveleistung. Entsprechend kann dann der Referenzbereich bzw. dafür die Referenzgröße oder Referenzfunktion angepasst werden. Mit anderen Worten kann abhängig des Betriebsmodus der Windenergieanlage eine unterschiedlich starke Regelstromabweichung zu der Bewertung führen, dass eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung vorliegt. Bei dieser Ausführungsform würde somit je nach Betriebsmodus der betreffende Referenzbereich ausgewählt bzw. angepasst werden bzw. eine entsprechende Referenzgröße oder Referenzfunktion ausgewählt oder angepasst werden. Eine andere Variante wäre, für unterschiedliche Betriebsmodi entsprechende Referenzbereiche bzw. Referenzgrößen oder Referenzfunktionen aufzustellen und dann die Prüfgröße bzw. Prüffunktion für jeden dieser Referenzbereiche zu prüfen.
Vorzugsweise wird als Stromregelabweichung eine Differenz zwischen einem Soll- und einem Istwert oder einer Soll- und einer Iststromkomponente eines einzuspeisenden Stroms verwendet. Somit wird hier besonders der einzuspeisende Strom und seine Regelabweichung betrachtet. Üblicherweise wird ein dreiphasiger Strom erzeugt und zudem wird für jede Phase ein SolMstwertvergleich vorgenommen und damit für jede Phase eine Stromregelabweichung betrachtet. Eine Phase kann insoweit eine Stromkomponente des einzuspeisenden Stroms sein. Dabei kann beispielsweise nur die Stromregelabweichung einer Phase betrachtet werden, oder es kann für jede Phase eine Stromregelabweichung betrachtet werden. Es kommt auch in Betracht, die Stromregel- abweichung zusammenzufassen. Es kommt auch in Betracht, SolMstwertvergleiche für transformierte Größen zu verwenden. Besonders eine Transformation in ein Mit- und ein Gegensystem kommt in Betracht, wobei dann vorzugsweise ein SolMstwertvergleich für die Mitsystem komponente vorgeschlagen wird. Es kommt auch eine Transformation in d- q-Komponenten in Betracht und dafür wird vorgeschlagen, einen SolMstwertvergleich für beide Komponenten, nämlich jeweils einzeln, durchzuführen. Im Übrigen können auch diese transformierten Größen als Prüfgrößen oder Prüffunktionen verstanden werden.
Gemäß einer weiteren Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass eine Abweichung der Stromregelabweichung von dem Referenzbereich dann vorliegt, wenn - die Stromregelabweichung, Prüfgröße oder Prüffunktion einen vorgegebenen Grenzwert dem Betrage nach überschreitet, die Stromregelabweichung, Prüfgröße oder Prüffunktion ein vorgegebenes Normalband verlässt oder die Stromregelabweichung, Prüfgröße oder Prüffunktion sich mit einem zeitlichen Gradienten ändert, der dem Betrage nach einen vorgegebenen Grenzgradienten überschreitet.
In einem einfachen Fall wird somit vorgeschlagen, lediglich den Betrag zu betrachten und mit einem vorgegebenen Grenzwert zu vergleichen. Somit wird eine Überprüfung der absoluten Größe der Stromregelabweichung vorgeschlagen. Statt der Verwendung eines Betrages kann auch ein Band vorgegeben werden und eine Abweichung liegt dann vor, wenn dieses Band nach oben oder nach unten, oder, im Falle einer Funktion, nach oben und nach unten, verlassen wird. Dadurch ist es auch möglich, eine obere und untere Grenze mit unterschiedlichen Werten vorzugeben.
Bei der Betrachtung eines zeitlichen Gradienten wird besonders ein dynamisches Verhal- ten betrachtet. Dadurch kann gegebenenfalls besonders schnell erfasst werden, wenn die Stromregelabweichung den Referenzbereich verlässt. Es kommt aber auch in Betracht, diese Prüfkriterien zu kombinieren. Eine Kombinationsmöglichkeit besteht darin, dass von einer Abweichung der Stromregelabweichung von dem Referenzbereich ausgegangen wird, wenn eines von mehreren Kriterien eine Abweichung erkennt. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass mittels eines dreiphasigen Einspeisestroms in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird und dieser sich aus drei Phasenströmen zusammensetzt. Dabei wird für jeden Phasenstrom ein Stromsollwert vorgegeben. Hierfür wird vorgeschlagen, dass die Stromregelabweichung eine Abweichung jedes Phasenstroms von seinem Sollwert berücksichtigt. Somit ergeben sich immer drei Stromregelabweichungen. Besonders werden hier die Abweichungen der Momentanwerte betrachtet.
Dafür wird besonders vorgeschlagen, dass die Stromregelabweichung, die nämlich zur Prüfung verwendet wird, ob eine Netztrennung oder Inselnetzbildung vorliegt, nach einer Vektormetrik aus Beträgen der Abweichungen jedes Phasenstroms von seinem Stromsollwert gebildet wird. Jeder Phasenstrom, Stromsollwert und auch die jeweilige Abweichung dazwischen kann jeweils als Vektor beschrieben werden, ggf. zeitvariant. Eine solche Betrachtung kann besonders als Vektormetrik bezeichnet werden. Es wird hier vorgeschlagen, darauf basierend Abweichungen jedes Phasenstroms von seinem Strom- sollwert zu betrachten. Besonders können hiermit die Abweichungen als Vektoren beschrieben werden und davon die Beträge betrachtet werden.
Vorzugsweise wird die Summe solcher Beträge als Stromregelabweichung betrachtet. Dazu wird vorgeschlagen, dass eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung erkannt wird, wenn die so erfasste Stromregelabweichung, also besonders die Summe der Beträge, einen Abweichungsgrenzwert überschreitet. Dadurch können auf einfache Art und Weise alle drei Phasen des Einspeisestroms berücksichtigt werden.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass ein Betrag der Stromregelabweichung, Prüfgröße oder Prüffunktion in ein Verhältnis zu einer Toleranzbandbreite, insbesondere zu einer mittleren Toleranzbandbreite gesetzt wird. Dafür wird besonders vorgeschlagen, dass eine Netztrennung erkannt wird, wenn das Verhältnis des Betrags der Abweichung bzw. der Abweichungssumme zur Toleranzbandbreite den Abweichungsgrenzwert überschreitet.
Es wird besonders von einer Netztrennung ausgegangen, wenn der Betrag der Abweichung um ein Vielfaches größer ist als die Toleranzbandbreite. Dann ist von einer Netztrennung auszugehen, weil das zugrundeliegende Toleranzbandverfahren nicht ansatzweise die Regelabweichung ausregeln konnte und besonders dadurch diese sehr hohe Regelabweichung um ein Vielfaches der Toleranzbandbreite überschritten wurde. Im Falle eines Toleranzbandverfahrens kann dabei als Regelabweichung eine Abweichung des Sollstroms von der oberen Bandgrenze ausgegangen werden, wenn diese überschritten wird, bzw. von der unteren Bandgrenze, wenn diese unterschritten wird. Alternativ kommt in Betracht, für die Bewertung der Stromregelabweichung eine solche in Bezug auf einen Sollwertverlauf innerhalb des Toleranzbandes zugrunde zu legen. Gemäß einer alternativen Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass ein dreiphasiger Einspeisestrom, insbesondere durch Vorgabe von Stromkomponenten mittels einer Vektorregelung, in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird, wobei zur Steuerung des Einspeisens der dreiphasige Einspeisestrom mittels einer d-q-Transformation in eine d-Komponente und eine q-Komponente zerlegt wird. Dazu wird vorgeschlagen, als Stromregelabweichung eine Differenz zwischen einem Soll- und einem Istwert der d- Komponente und/oder q-Komponente zu verwenden.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass das Erkennen auf eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung dadurch, dass eine Abweichung von dem vorbe- stimmten Referenzbereich erfasst wurde, als Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades ausgelegt wird. Dazu wird dann vorgeschlagen, dass nach Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades die Erzeugungseinheit weiter betrieben wird. Insbesondere wird sie mit einem Stromsollwert von null weiter betrieben.
Dazu wird vorzugsweise weiterhin vorgeschlagen, dass anschließend das Vorliegen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades geprüft wird und dass dann vom Vorliegen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades ausgegangen wird, wenn weiterhin eine Stromregelabweichung erkannt wird, obwohl ein Stromsollwert mit dem Wert null in der Einspeisesteuerung vorliegt. Es wurde also somit erkannt, dass dann ein Inselnetzfehler zweiten Grades vorliegt, wenn die Erzeugungseinheit es nicht schafft, den Stromsollwert mit dem Wert null auch tatsächlich einzuhalten. Entsprechend liegt ein großer Ausnahmefehler vor, nämlich ein Inselnetzfehler zweiten Grades, bei dem das entstandene Inselnetz der Erzeugungseinheit im Grunde einen Strom aufzwingt, sei er nun positiv oder negativ. Genau diese Situation wird hier vorzugsweise überprüft.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass nach Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades die Erzeugungseinheit mit dem elektrischen Versorgungsnetz bzw. dem Inselnetz verbunden bleibt und nach Erkennen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades die Erzeugungseinheit vom elektrischen Versorgungsnetz bzw. dem Inselnetz oder Parknetz getrennt wird. Insbesondere wird hier eine galvanische Trennung vorgeschlagen. Die Trennung kann aber auch mittels entsprechender Leistungshalbleiter erfolgen. Es wird somit nicht nur in vorteilhafter Weise in einem zweiten Schritt auf einen Inselnetzfehler zweiten Grades geprüft, sondern es wird dann auch, sollte ein solcher Inselnetzfehler zweiten Grades erkannt werden, eine weitere Sicherheitsmaßnahme vorgeschlagen. Insbesondere ist das Verfahren in der Erzeugungseinheit so implementiert, dass es die vorgeschlagenen Schritte schnell hintereinander durchführt und somit sehr schnell auch, sollte das notwendig sein, diese Trennung im Falle des Inselnetzfehlers zweiten Grades durchführt.
Erfindungsgemäß wird auch eine Erzeugungseinheit, insbesondere eine Windenergieanlage vorgeschlagen. Diese umfasst zumindest einen oder mehrere Umrichter oder Wech- selrichter zum Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz. Ob ein Umrichter oder Wechselrichter verwendet wird, kommt auf die konkrete Ausgestaltung der Erzeugungseinheit, besonders der Windenergieanlage an. Wichtig ist, dass die Erzeugungseinheit nicht so aufgebaut ist, dass sie über einen direkt mit dem Netz gekoppelten Synchrongenerator einspeist, sondern über einen Umrichter oder eine Wechsel- richtereinheit.
Weiterhin ist eine Einspeisesteuerung vorgesehen, die dazu vorbereitet ist, das Einspeisen mittels wenigstens einer Stromregelung zu steuern. Somit ist besonders eine solche Stromregelung in der Einspeisesteuerung implementiert. Auch sind entsprechende Messmittel vorhanden, die zur Stromregelung die entsprechende Strommessung durch- führen.
Außerdem ist ein Erfassungsmittel vorgesehen zum Erfassen wenigstens einer Stromregelabweichung der Steuerungseinrichtung. Die Stromregelabweichung wird somit nicht nur für die Stromregelung der Einspeisesteuerung verwendet, sondern außerdem zur weiteren Prüfung verwendet. Das Erfassungsmittel kann insoweit auch dadurch gebildet werden, dass es die Stromregelabweichung als Signal von der Einspeisesteuerung erhält. Insbesondere kann das Erfassungsmittel auch als Softwarelösung vorgesehen sein. Auch eine weitere Auswertung der Stromregelabweichung in der Einspeisesteuerung kommt in Betracht. In diesem Fall wäre das Erfassungsmittel ein entsprechender Auswerteblock in der Software. Weiterhin ist ein Prüfmittel vorgesehen zum Prüfen der erfassten Stromregelabweichung auf eine Abweichung von einem vorbestimmten Referenzbereich. Auch dieses Prüfmittel kann in einer Software als Prüfblock ausgebildet sein. Es kann auch innerhalb der Einspeisesteuerung implementiert sein.
Die Anlagensteuerung ist dabei dazu vorbereitet, eine Netztrennung zu erkennen, wenn eine Abweichung von dem vorbestimmten Referenzbereich erfasst wurde. Die Netztrennung ist dabei eine solche, bei der ein von dem elektrischen Versorgungsnetz abgetrenntes Inselnetz entsteht, nämlich das, an das die Erzeugungseinheit angeschlossen ist. Besonders bevorzugt ist vorgesehen, dass die Erzeugungseinheit, insbesondere eine Windenergieanlage, dadurch gekennzeichnet ist, dass sie dazu vorbereitet ist, ein Verfahren gemäß wenigstens einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen durchzuführen.
Erfindungsgemäß wird auch ein Windpark mit mehreren Windenergieanlagen vorgeschlagen. Wenigstens eine der Windenergieanlagen, vorzugsweise alle diese Windenergieanlagen, ist bzw. sind jeweils eine Erzeugungseinheit bzw. Windenergieanlage gemäß einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform. Besonders vorteilhaft an einem solchen Windpark ist, dass dieser im Falle einer Netztrennung das Inselnetz bilden kann oder einen signifikanten Teil eines solchen Inselnetzes bilden kann. Die Erfassung einer solchen Netztrennung und das vorgeschlagene Ergreifen von Maßnahmen können somit zu einem Schutz der Windenergieanlagen aber dadurch auch zu einem Schutz des Windparks insgesamt führen. Daher ist es vorteilhaft, einen Windpark mit solchen Windenergieanlagen auszustatten, die eine solche Trennung bzw. Inselnetzbildung erfassen können.
Nachfolgend wird die Erfindung anhand von Ausführungsbeispielen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung.
Figur 2 zeigt einen Windpark in einer schematischen Darstellung.
Figur 3 zeigt schematisch einen Teil einer Erzeugungseinheit mit Elementen zum Veranschaulichen des Verhaltens im Falle einer Inselnetzbildung gemäß einer Ausführungsform.
Figur 4 zeigt schematisch einen Teil einer Erzeugungseinheit nebst Elementen zum Veranschaulichen des Verhaltens im Falle einer Inselnetzbildung gemäß einer zweiten Ausführungsform.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an. Figur 2 zeigt einen Windpark 1 12 mit beispielhaft drei Windenergieanlagen 100, die gleich oder verschieden sein können. Die drei Windenergieanlagen 100 stehen somit repräsentativ für im Grunde eine beliebige Anzahl von Windenergieanlagen eines Windparks 1 12. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den 5 erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 1 14 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 1 16 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 1 18, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellt) lung eines Windparks 1 12, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 1 14 anders gestaltet sein, in dem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Figur 3 zeigt einen Teil einer Erzeugungseinheit 300, nämlich insbesondere einen Wech- 15 selrichter 302, mit einer Anlagensteuerung 304, die Elemente zum Messen, Auswerten und Ansteuern des Wechselrichters 302 beinhaltet.
Der Wechselrichter 302 weist einen Gleichspannungszwischenkreis 306 auf, der Leistung bzw. Energie von einem Generatorteil 308 der Erzeugungseinheit 300 erhält. Der Generatorteil 308 ist hier nur schematisch angedeutet und kann beispielsweise für einen
20 Generator einer Windenergieanlage mit nachgeschaltetem Gleichrichter stehen. Der Gleichspannungszwischenkreis 306 erhält somit seine Leistung bzw. Energie von dem Generatorteil 308 und darauf aufbauend kann der Wechselrichter 302 einen dreiphasigen Ausgangsstrom am Wechselrichterausgang 310 erzeugen. Dieser Ausgangsstrom wird über die Netzdrosseln bzw. dreiphasige Netzdrossel 312 ausgegeben und kann dort auch
25 im Bereich der dreiphasigen Netzdrossel 312 mit einem Strommessmittel 314 als Ausgangsstrom i(t) erfasst werden. Dieser Ausgangsstrom i(t) steht insoweit repräsentativ für den gesamten dreiphasigen Strom bzw. repräsentativ für eine Messung eines Phasenstroms jeder der Phasen.
Für jeden dieser Phasenströme i(t) wird an dem Strom komparator 316 ein Soll- 30 /Istwertvergleich jeweils zwischen dem erfassten Iststrom, der mit dem Strommessmittel 314 erfasst wurde, und einem Sollstrom durchgeführt. Zur besseren Erläuterung sind dort als Istströme der einzelnen Phasen die Ströme hi, und isi als Istwerte eingezeichnet, die von dem jeweiligen Sollstrom hs, i2s bzw. i3s abgezogen werden. Die Sollströme hs, 12s bzw. i3s werden in dem Transformationsblock 318 für jede Phase vorgegeben. Das soll auch mit den angedeuteten Sinuswellen sin, die in unterschiedlichen Phasenlagen dargestellt sind, veranschaulicht werden.
Vor dem Stromkomparator 316 ist eine Multiplikatorenanordnung 320 angeordnet, die zur Berücksichtigung des Falles einer Inselnetzbildung vorgesehen ist und erst dann relevant wird. Solange keine Inselnetzbildung erfasst wurde und insbesondere somit auch kein Inselnetzfehler vorliegt, erhalten die Multiplikatoren jeweils als Fehlersignal EF den Wert 1 , so dass die Stromsollwerte, die der Transformationsblock 318 ausgibt, unverändert den jeweiligen Komparator 316 erreichen. Der Transformationsblock 318 erhält als Eingangsgrößen Stromsollwerte in d-q- Koordinaten, nämlich den Sollwert ids und den Sollwert iqs. Die Sollstromkomponente iqs wird dabei im Wesentlichen unmittelbar vorgegeben. Die Sollstromkomponente ids berücksichtigt zudem einen Soll-/lstwertvergleich des Spannungsvergleichers 322, der eine Sol stwertdifferenz zwischen der am Gleichspannungszwischenkreis 306 erfassten Spannung Vdc und einer vorgegebenen Spannung Vdcs bildet.
Der Transformationsblock 318 berücksichtigt zudem einen Transformationswinkel γ, der durch eine PLL-Steuerung 324 aus einer gemessenen Ausgangsspannung v(t) bestimmt wird. Die Ausgangsspannung v(t) wird mittels eines Spannungsmessmittels 326 beispielsweise im Bereich zwischen der dreiphasigen Netzdrossel 312 und einem Netztrans- formator 328 erfasst. Im Übrigen wird dann in der veranschaulichten Darstellung der Figur 3 der Netztransformator 328 an das angedeutete Netz 330 angeschlossen. Das Netz 330 kann das elektrische Versorgungsnetz sein und zwischen dem Netztransformator 328 und dem angedeuteten Netz 330 kann der Netzanschlusspunkt 332 liegen.
Zum Steuern des Einspeisens werden die Stromregelabweichungen Δη, Δ,2 und Δ,3, also die Ausgänge jedes Komparators 316 den Ansteuerblöcken 334 zugeführt. Die Ansteuerblöcke 334 steuern jeweils entsprechende Halbleiterschalter in dem Wechselrichter 302 an, um aus der Gleichspannung im Gleichspannungszwischenkreis 306 die Ausgangsströme iii, 2\ und i3i zu erzeugen. Im Übrigen bilden die Ansteuerblöcke 334 zusammen eine Einspeisesteuerung. Dabei können die Komparatoren 316 und ggf. eine Sollwertvor- gäbe, besonders der Transformationsblock 318 zur Einspeisesteuerung hinzu gezählt werden. Die Stromregelabweichungen Δπ , Δ,2 und Δ,3 werden außerdem in den Prüfblock 336 eingegeben, der somit das Prüfmittel bildet. Dieses Prüfmittel bzw. der Prüfblock 336 prüft, ob die Stromregelabweichung von einem vorbestimmten Referenzbereich abweicht. Die symbolische Datenzuführung 338 kann insoweit auch als Erfassungsmittel zum Erfassen der Stromregelabweichungen angesehen werden. Die Stromregelabweichungen werden in den Stromkomparatoren 316 zum Steuern der Einspeisung gebildet, wobei aber ihre Weiterleitung zum Prüfblock 336 insoweit eine weitere Erfassung ist.
In dem Prüfblock 336 wird somit nun geprüft, ob diese Stromregelabweichung bzw. Stromregelabweichungen Δπ , Δ,2 und Δ13 von einem vorbestimmten Referenzbereich abweichen. Im einfachsten Fall kommt hier eine Überprüfung der Absolutwerte dieser drei Differenzströme Δπ , Δ,2 und Δ13 mit einem Grenzwert in Betracht. Dazu kann beispielsweise ein Mittelwert ihrer Beträge gebildet werden und mit einem entsprechenden Grenzwert verglichen werden, oder ihre Beträge werden aufaddiert und diese Summe wird mit einem absoluten Grenzwert verglichen. Stellt sich dabei heraus, dass eine Netztrennung und damit eine Inselnetzbildung vorliegt, so wird das Fehlersignal EF ausgegeben. Dieses Fehlersignal EF kann zu einem weiteren Auswerte- oder Steuerblock 340 gegeben werden. Dieser Auswerte- und Steuerblock kann beispielsweise beinhalten, auch den Netzbetreiber oder den Anlagenbetreiber oder einen Parkbetreiber von dem erkannten Fehler zu informieren. Außerdem ist vorgesehen, das Fehlersignal EF an die Multiplikatorenanordnung 320 zu geben, um dort mit den Sollströmen hso, i2so und. i3so multipliziert zu werden. Dafür kann dieses Fehlersignal so konzipiert sein, dass es im Fehlerfall den Wert null annimmt. Damit würden dann die drei Sollströme hs, 12s und. i3s den Wert null aufweisen. Diese Verwendung der Multiplikatorenanordnung 320 ist aber insbesondere symbolisch zu verstehen und es kommen diverse andere Umsetzungen in Betracht, wie beispielsweise das Fehlersignal bereits im Transformationsblock 318 zu berücksichtigen.
Ebenfalls veranschaulichend ist eine Fehlerweiterleitung 342 gezeigt, die andeuten soll, dass das Fehlersignal auch unmittelbar auf die Steuerwerte einwirken kann, die von den Ansteuerblöcken 334 ausgegeben werden. Besonders soll hier veranschaulicht werden, dass eine möglichst schnelle und unmittelbare Reaktion bzw. Maßnahme vorgeschlagen wird.
Das Ergebnis ist somit, dass ein Stromsollwert von null bzw. dreimal ein Stromsollwert von null für jede Phase vorgegeben wird. Wird dann mit dem Strommessmittel 314 tat- sächlich auch im Wesentlichen ein Strom mit dem Wert null erfasst, kann auch die Erzeugungseinheit 300 weiterhin angeschlossen bleiben, also insbesondere auch über den Netztransformator 328 und den Netzanschlusspunkt 332 mit dem Netz 330 verbunden sein. Wird aber erfasst, dass der Ausgangsstrom i(t) bzw. die drei Phasenströme hi, und Ϊ3ί nicht null sind, besonders wenn erfasst wird, dass diese einen sehr hohen Wert aufweisen, so kann dies ebenfalls in dem Prüfblock 336 erkannt werden. Insbesondere ist in dem Prüfblock 336 implementiert, dass eine solche Überwachung durchgeführt wird. Es wird also besonders nach Auftreten einer Inselnetzbildung ein solches Stromverhalten in dem Prüfblock 336 überwacht. Insoweit ist auch das bisher zur Figur 3 beschriebene Erfassen einer Inselnetzbildung das Erfassen eines Inselnetzfehlers ersten Grades.
Wird nun, nachdem dieser Inselnetzfehler ersten Grades erfasst wurde und der Stromsollwert bzw. die Stromsollwerte auf null gesetzt wurden, weiterhin ein Strom erfasst, insbesondere ein hoher Ausgangsstrom erfasst, möglicherweise auch mit negativen Vorzeichen, so kann dies in dem Prüfblock 336 als Inselnetzfehler zweiten Grades erfasst werden. Dazu wird das besondere Fehlersignal EEF ausgegeben. Dieses besondere Fehlersignal EEF kann auch dem Auswerte- und Steuerblock 340 zugeführt werden, um dies beispielsweise einem Anlagen-, Park- oder Netzbetreiber mitzuteilen. Außerdem wird dabei vorgeschlagen, dass bei Erkennen dieses Inselnetzfehlers zweiten Grades der vorgesehen Trennschalter 344 von dem Prüfblock 336 sofort angesteuert wird, nämlich so, dass er öffnet. Die Erzeugungseinheit 300 und damit ihr Wechselrichter 302 wird damit vom übrigen Netz getrennt. Die Netztrennung erfolgt dabei möglichst nahe an der Erzeugungseinheit 300 bzw. dem Wechselrichter 302, hier nämlich unmittelbar hinter der Netzdrossel 312. Das kann beispielsweise eine Trennung von einem Windparknetz 346 bedeuten, das hier nur angedeutet ist und insoweit auch davon ausgeht, dass die Erzeugungseinheit 300 eine Windenergieanlage ist.
Es kann nun also auf einfache Art und Weise eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung dadurch erfasst werden, dass die Stromregelabweichung, nämlich besonders die Differenzströme Δπ , Δί2 und Δί3, überwacht werden. Besonders vorteilhaft hierbei ist, dass eine unmittelbare Auswertung besonders der Spannung im Windpark 346 nicht erforderlich ist. Das trägt besonders auch der Erkenntnis Rechnung, dass die im Windpark 346 erfasste Spannung besonders mittels des Spannungsmessmittels 326 ein sehr ungenaues Kriterium sein kann. Es können grundsätzlich Spannungspeaks, Spannungsüberhöhungen oder auch Frequenzveränderungen von einem Normalzustand auftreten. Mitunter können solche Abweichungen auch große Werte annehmen, ohne dass dies aber bedeutet, dass eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung vorliegt. Durch die Überwachung bzw. Auswertung der Stromregelabweichung kann eine solche Netztrennung bzw. Inselnetzbildung aber verlässlich erkannt werden, weil das Anlagenverhalten, nämlich das Verhalten dieser Stromregelabweichung grundsätzlich bekannt ist. Tritt nun eine Strom reg elabwei- chung auf, die den vorbestimmten Referenzbereich verlässt, ist dies ein sicheres Zeichen für eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung, jedenfalls dann, wenn der Referenzbereich alle Verhalten beinhaltet, die nicht einer Netztrennung oder Inselnetzbildung zuzuordnen sind. Dabei wurde auch erkannt, dass die Stromregelung bereits das gesamte Verhalten des Netzes, also einschließlich Spannungs- und Frequenzänderungen als auch notwendige Stützreaktionen durch die Erzeugungseinheit berücksichtigt.
Ebenfalls kann durch die vorgeschlagene Lösung auf einfache Art und Weise sofort auf eine solche Netzbildung reagiert werden und auch durch die vorgeschlagene Einstellung des Stromsollwertes auf den Wert null wird die Inselnetzbildung berücksichtigt und kein weiterer Strom eingespeist, gleichwohl die Erzeugungseinheit in einen Bereitschaftszustand versetzt, aus dem heraus sie sich schnellstmöglich wieder an einer Netzstützung beteiligen könnte.
Figur 4 zeigt ganz ähnlich zu der Ausführungsform der Figur 3 eine Erzeugungseinheit 400 bzw. einen Teil davon, die einen Wechselrichter 402 und eine Anlagensteuerung 404 aufweist. Es ist auch ein Gleichspannungszwischenkreis 406 vorgesehen, der von einem Generatorteil 408 versorgt wird und Leistung für den Wechselrichter 402 zur Verfügung stellt, damit dieser an den Wechselrichterausgang 410 einen Ausgangsstrom i(t) bzw. die drei Phasenströme i-n, 2\, bereitzustellen, wobei auch eine dreiphasige Netzdrossel 412 vorhanden ist. Zudem ist hier ein Netzfilter 413 angedeutet.
Die Ausführungsform der Figur 4 zeigt auch ein Parknetz 446, einen Netztransformator 428, ein Netz 430 und davor einen Netzanschlusspunkt 432.
Zum Steuern des Einspeisens ist ebenfalls eine Anordnung mehrerer Ansteuerblöcke 434 vorgesehen. Diese Ansteuerblöcke können zumindest teilweise die Einspeisesteuerung bilden. Anders als in der Ausführungsform der Figur 3 ist hier allerdings eine Spannungssteuerung bzw. eine Vektorsteuerung vorgesehen. Besonders wird hier eine Dreiecksmodulation vorgeschlagen. Dafür wird der dreiphasige Ausgangsstrom i(t) mit dem Strommessmittel 414 erfasst, und in einem Stromtransformationsblock 450 in eine q- Komponente iq und eine d-Komponente id transformiert. Der dafür benötigte Transformationswinkel γ wird auch hier mittels einer PLL-Steuerung 424 bestimmt, die als Eingangsgröße eine erfasste Spannung v(t) des Spannungsmessmittels 426 verwendet. Die im Stromtransformationsblock 450 transformierten Komponenten iq und id werden dann in einer Stromkomparatoranordnung 416 jeweils mit einer Sollstromkomponente ids bzw. iqs verglichen. Die Berechnung erfolgt ganz ähnlich wie bei der Ausführungsform der Figur 3 und insbesondere wird auch die Strom komponente ids mittels eines Spannungs- vergleichers 422 aus den Spannungen Vdc(t) und Vdcs verglichen. Als Ergebnis im Vergleich der Strom komparatoren 416 ergeben sich die beiden Differenzstromkomponenten Aid und Aiq. Diese beiden Differenzstromkomponenten Aid und Aiq bilden somit die Regelstromabweichung und diese wird über die Datenzuführung 438 dem Prüfblock 436 zugeführt.
Diese beiden Differenzstromkomponenten Aid und Aiq werden außerdem in einer Span- nungsvorgabeanordnung 452 in die beiden Sollspannungskomponenten Vd und Vq gewandelt, die wiederum in dem Transformationsblock 418 in drei Spannungsverläufe gewandelt werden, nämlich jeweils ein Spannungsverlauf pro Phase. Diese drei vorgegebenen Spannungsverläufe Vis, V2s und V3s werden dann letztlich in den Ansteuerblöcken 434 in Ansteuersignale für den Wechselrichter 402 umgesetzt. Somit liegt auch hier ein Einspeisen mittels einer Stromregelung vor. Diese Stromregelung nimmt nämlich einen Soll-/lstwertvergleich zwischen Sollströmen und Istströmen vor. Die Variante der Figur 4 verwendet dabei allerdings die transformierten Stromkomponenten id und iq bzw. ids und iqs. Es ergibt sich eine Stromregelabweichung , nämlich die Differenzstromkomponenten Aid und Aiq. Diese werden für die Einspeisung benötigt, aber auch für das Erfassen einer Netztrennung bzw. Inselnetzbildung erfasst. Die Datenzuführung 438 kann somit hier auch als Erfassungsmittel verstanden werden, das diese Stromregelabweichung aus der Einspeiseregelung erfasst und dem Prüfblock 436 zuführt.
Der Prüfblock 436, der somit ein Prüfmittel darstellt, prüft dann zunächst auf eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung und damit auf einen Inselnetzfehler ersten Grades. Wird ein solcher Inselnetzfehler ersten Grades erkannt, wird auch hier das Fehlersignal EF ausgegeben. Dieses Fehlersignal EF ist der Einfachheit halber genauso bezeichnet wie zu der Ausführungsform der Figur 3, kann sich aber in seinen Werten unterscheiden. Vorzugsweise unterscheidet es sich aber nicht und weist den Wert null oder eins auf. Weist es den Wert eins auf, so bedeutet das, dass kein Fehler vorliegt, also keine Netztrennung oder Inselnetzbildung erfasst wurde. Dies führt dann auch dazu, dass dieser Wert eins in der Multiplikatorenanordnung 420 keine Wirkung entfaltet, also die dort eingehenden Sollstromkomponenten ids bzw. iqs wegen der Multiplikation mit 1 nicht verändert. Wird aber ein Netzfehler ersten Grades erkannt, kann dieses Fehlersignal EF den Wert null annehmen. Das führt dazu, dass die Sollstromkomponenten auf den Wert null gesetzt werden. Auch hier ist, wie in der Ausführungsform der Figur 3, über die symbolisch dargestellte Fehlerweiterleitung 442 eine unmittelbare und sofortige Auswir- kung auf Steuersignale der Ansteuerblöcke 434 zum Ansteuern des Wechselrichters 402 angedeutet.
Dieses Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades führt somit auch zu der Reaktion, dass die Sollströme auf den Wert null gesetzt werden. Gleichzeitig kann das Fehlersignal EF dem Auswerte- und Steuerblock 440 zugeführt werden, um dadurch beispielsweise diese Information auch weiter zu kommunizieren und nicht nur für die Regelung zu verwenden.
Wurde nun ein solcher Inselnetzfehler ersten Grades erkannt, setzt der Prüfblock 436 die Prüfung fort und prüft, ob auch ein Inselnetzfehler zweiten Grades auftritt. Auch dies erfolgt basierend auf der erfassten Stromregelabweichung, die dem Prüfblock 436 durch die Datenzuführung 438 weiterhin zugeführt wird. Wird hierbei ein Inselnetzfehler zweiten Grades erkannt, wird der Trennschalter 444 betätigt, nämlich geöffnet und der Wechselrichter 402 ist damit vom Parknetz 446 getrennt. Außerdem wird dieser besondere Fehler EEF dem Auswerte- und Steuerblock 440 zugeführt.
Wird also ein Inselnetzfehler ersten Grades erkannt, wird der Wechselrichter 402 weiter betrieben und nicht getrennt, er speist aber auch keinen Strom ein. Wird dennoch ein Strom erkannt, besonders einer, der einen hohen Wert aufweist und durch die Steuerung des Wechselrichters 402 nicht erklärt werden kann, wird von einem Inselnetzfehler zweiten Grades ausgegangen und der Trennschalter 444 geöffnet.
Ist nun der Fehler behoben, ist insbesondere die Inselnetzbildung beendet oder kann sie in Kürze beendet werden, so kann der Auswerte- und Steuerblock 440 auch dazu verwendet werden, ein Reset-Signal an den Prüfblock 436 zu geben. Dadurch kann dann ggf. der Trennschalter 444 wieder geschlossen werden und es kann auch das Fehlersignal EF wieder den Wert eins annehmen, und dadurch kann der Sollstrom wieder den Wert null verlassen. Es kommt auch in Betracht, dass nur ein Inselnetzfehler ersten Grades erkannt wurde und der Trennschalter 444 nicht geöffnet wurde. Aber auch dann kann der Auswerte- und Steuerblock 440 ein Reset-Signal an den Prüfblock 436 geben, um zumindest das Fehlersignal EF wieder auf einen Wert zu setzen, der zeigt, dass kein Fehler vorliegt, insbesondere nämlich auf den Wert eins.
Im Übrigen gilt diese Funktionalität, ein Reset-Signal von dem Auswerte- und Steuerblock 440 an den Prüfblock 436 zu geben in der gleichen beschriebenen Art und Weise auch für die Ausführungsform der Figur 3, demnach dort der Auswerte- und Steuerblock 340 ein Reset-Signal an den Prüfblock 336 geben kann.

Claims

Ansprüche
Verfahren zum Steuern einer in ein elektrisches Versorgungsnetz (330) einspeisenden Erzeugungseinheit (300), wobei die Erzeugungseinheit (300) mittels eines oder mehrerer Umrichter oder Wechselrichter (302) in das elektrische Versorgungsnetz (330) einspeist, und
das Verfahren ist zum Erfassen einer Netztrennung oder Inselnetzbildung vorgesehen, und das Verfahren umfasst die Schritte
Steuern des Einspeisens mittels einer Einspeisesteuerung (334), die mit mindestens einer Stromregelung arbeitet,
Erfassen wenigstens einer Stromregelabweichung,
Prüfen der erfassten Stromregelabweichung auf eine Abweichung von einem vorbestimmten Referenzbereich und
Erkennen auf eine Netztrennung, bei der ein von dem elektrischen Versorgungsnetzt abgetrenntes Inselnetz entsteht, an das die Erzeugungseinheit (300) angeschlossen ist, wenn eine Abweichung von dem vorbestimmten Referenzbereich erfasst wurde.
Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass das Inselnetz ein Netz bezeichnet, mit dem nur die Erzeugungseinheit (300) und eine oder mehrere weitere Erzeugungseinheiten (100) verbunden sind, insbesondere, dass keine Erzeugungseinheiten mit direktgekoppeltem Synchrongenerator an das Inselnetz angeschlossen sind.
Verfahren zum Steuern einer in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeisenden Erzeugungseinheit (300), wobei die Erzeugungseinheit (300) mittels eines oder mehrerer Umrichter oder Wechselrichter (302) in das elektrische Versorgungsnetz (330) einspeist, und wobei
das Verfahren zum Erkennen auf eine Netztrennung, vorbereitet ist, bei der ein von dem elektrischen Versorgungsnetzt (330) abgetrenntes Inselnetz entsteht, an das die Erzeugungseinheit (300) angeschlossen ist, wobei das Verfahren zwischen einem Inselnetzfehler ersten Grades und dem Vorliegen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades unterscheidet und
zunächst auf ein Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades geprüft wird und
nach Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades das Vorliegen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades geprüft wird. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass
das Erkennen des Inselnetzfehlers ersten Grades gemäß Anspruch 1 oder 2 erfolgt, und
bei Erkennen des Inselnetzfehlers ersten Grades ein Stromsollwert, zu dem die Stromregelabweichung erfasst wird, auf null gesetzt wird und
dann bei Erkennen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades ein Leistungsschalter (344) geöffnet wird, der einen Strom unterbricht, der der Stromregelabweichung zu Grunde liegt.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zum Prüfen der erfassten Stromregelabweichung auf eine Abweichung von einem vorbestimmten Referenzbereich
aus der Stromregelabweichung eine Prüfgröße oder Prüffunktion bestimmt wird und
mit wenigstens einer Referenzgröße oder Referenzfunktion verglichen wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der vorbestimmte Referenzbereich in Abhängigkeit eines Betriebsmodus oder Betriebszustandes der Erzeugungseinheit (300), insbesondere der Einspeisesteuerung (344), vorgegeben oder verändert wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass als Stromregelabweichung eine Differenz zwischen einem Soll- und Ist-Strom oder einer Soll- und Ist-Strom komponente eines einzuspeisenden Stroms verwendet wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine Abweichung vorliegt, wenn
die Stromregelabweichung, Prüfgröße oder Prüffunktion einen vorgegebenen Grenzwert dem Betrage nach überschreitet,
die Stromregelabweichung, Prüfgröße oder Prüffunktion ein vorgegebenes Normalband verlässt oder
die Stromregelabweichung, Prüfgröße oder Prüffunktion sich mit einem zeitlichen Gradienten ändert, der dem Betrage nach einen vorgegebenen Grenzgradienten überschreitet. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
mittels eines dreiphasigen Einspeisestroms in das elektrische Versorgungsnetz (330) eingespeist wird, der sich aus drei Phasenströme zusammensetzt, wobei für jeden Phasenstrom ein Stromsollwert vorgegeben wird und die Stromregelabweichung eine Abweichung jedes Phasenstroms von seinem Sollwert berücksichtigt, insbesondere dass
die Stromregelabweichung nach einer Vektormetrik aus Beträgen der Abweichungen jedes Phasenstroms von seinem Stromsollwert z.B. aus deren Summe gebildet wird und
eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung erkannt wird, wenn die so erfasste Stromregelabweichung einen Abweichungsgrenzwert überschreitet.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
ein Betrag der Stromregelabweichung, Prüfgröße oder Prüffunktion in ein Verhältnis zu einer Toleranzbandbreite, insbesondere zu einer mittleren Toleranzbandbreite gesetzt wird. 1. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass
ein dreiphasiger Einspeisestrom, insbesondere durch Vorgabe von Strom- komponenten mittels einer Vektorregelung, in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird, wobei
zur Steuerung des Einspeisens der dreiphasige Einspeisestrom mittels einer d-q-Transformation in eine d-Komponente und eine q-Komponente zerlegt wird und
- als Stromregelabweichung eine Differenz zwischen einem Soll- und einem
Ist-Wert der d-Komponente und/oder der q-Komponente verwendet wird.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
das Erkennen auf eine Netztrennung bzw. Inselnetzbildung, dadurch, dass eine Abweichung von dem vorbestimmten Referenzbereich erfasst wurde, als Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades ausgelegt wird und nach Erkennen dieses Inselnetzfehlers ersten Grades die Erzeugungseinheit weiterbetrieben wird. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass
nach Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades
die Erzeugungseinheit mit einem Stromsollwert mit dem Wert null weiterbetrieben wird,
das Vorliegen eines Insel netzfehlers zweiten Grades geprüft wird und dann vom Vorliegen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades ausgegangen wird, wenn weiterhin eine Stromregelabweichung erkannt wird, obwohl ein Stromsollwert mit dem Wert null in der Einspeisesteuerung vorliegt.
Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
nach Erkennen eines Inselnetzfehlers ersten Grades die Erzeugungseinheit mit dem elektrischen Versorgungsnetz bzw. dem Inselnetz verbunden bleibt und
nach Erkennen eines Inselnetzfehlers zweiten Grades die Erzeugungseinheit vom elektrischen Versorgungsnetz bzw. dem Inselnetz getrennt wird, insbesondere galvanisch getrennt wird.
Erzeugungseinheit (300), insbesondere Windenergieanlage (100), umfassend einen oder mehrerer Umrichter oder Wechselrichter (302) zum Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz (330),
eine Anlagensteuerung (304), die vorbereitet ist zum Erfassen einer Netztrennung oder Inselnetzbildung,
eine Einspeisesteuerung (334), die vorbereitet ist zum Steuern des Einspeisens mittels wenigstens einer Stromregelung,
ein Erfassungsmittel (338) zum Erfassen wenigstens einer Stromregelabweichung,
ein Prüfmittel (336) zum Prüfen der erfassten Stromregelabweichung auf eine Abweichung von einem vorbestimmten Referenzbereich und wobei die Anlagensteuerung (304) vorbereitet ist zum Erkennen auf eine Netztrennung, bei der ein von dem elektrischen Versorgungsnetz (330) abgetrenntes Inselnetz entsteht, an das die Erzeugungseinheit (300) angeschlossen ist, wenn eine Abweichung von dem vorbestimmten Referenzbereich erfasst wurde. Erzeugungseinheit (300), insbesondere Windenergieanlage (100), nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass sie dazu vorbereitet ist, ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 14 durchzuführen.
Windpark (1 12) mit mehreren Windenergieanlagen (100), wobei wenigstens eine der Windenergieanlagen (100) als Erzeugungseinheit (300) bzw. Windenergieanlage (100) gemäß Anspruch 15 oder 16 ausgebildet ist.
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