EP3747103A1

EP3747103A1 - Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz

Info

Publication number: EP3747103A1
Application number: EP19702602.4A
Authority: EP
Inventors: Johannes BROMBACH; Eckard Quitmann
Original assignee: Wobben Properties GmbH
Current assignee: Wobben Properties GmbH
Priority date: 2018-02-01
Filing date: 2019-01-31
Publication date: 2020-12-09
Also published as: US20200366100A1; CA3089179A1; CN111699602B; CA3089179C; DE102018102224A1; CN111699602A; US11495971B2; WO2019149818A1

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Austauschen, insbesondere Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz ausweist, mittels einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit an einem Netzanschlusspunkt, umfassend die Schritte Einspeisen elektrischer Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann, wobei die Steuerfunktion die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes steuert und als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und einer zur Normalsteuerfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktion ausgewählt werden kann, und die Normalsteuerfunktion ausgewählt wird, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet und die Stützsteuerfunktion ausgewählt wird, wenn ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde, wobei die Stützsteuerfunktion die eingespeiste Leistung so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, besonders einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators, bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwingung.

Description

Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung eine entsprechende Windenergieanlage.

Es ist bekannt, mit einer Windenergieanlage elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz einzuspeisen. Üblicherweise orientiert sich die Windenergieanlage, gleiches gilt grundsätzlich auch für einen Windpark mit mehreren Windenergieanlagen, an einer Netzfrequenz in dem elektrischen Versorgungsnetz. Eine solche Netzfrequenz wird üblicherweise durch Großkraftwerke vorgegeben und gestützt. Solche Großkraftwerke besitzen dafür direktgekoppelte Synchrongeneratoren. Das bedeutet, dass diese Synchrongeneratoren, oder zumindest einer davon, unmittelbar mit dem elektrischen Versorgungsnetz elektrisch verbunden sind. Die Frequenz in dem elektrischen Versorgungsnetz ergibt sich dann unmittelbar aus der Drehzahl des Synchrongenerators.

Insoweit können diese Generatoren, die ein großes Trägheitsmoment aufweisen, eine vergleichsweise stabile Netzfrequenz vorgeben. Tritt aber ein Spannungseinbruch im Netz auf, nämlich im Fall eines Netzfehlers, können diese direkt gekoppelten Synchrongeneratoren dadurch in Schwingung geraten. Besonders kann sich durch einen solchen Spannungseinbruch ein Phasensprung ergeben. Nach dem Spannungseinbruch kann dann der mittlere Polradwinkel voreilen, weil die Maschine, also der Synchrongenerator, während des Spannungseinbruchs nicht die volle Wirkleistung ins Netz abgeben konnte. Grundsätzlich können aber auch andere Fehler zu einer solchen oder anderen unerwünschten Anregung der direktgekoppelten Synchrongeneratoren führen.

Solche direktgekoppelten Synchrongeneratoren, die auch als Synchronmaschinen bezeichnet werden können, können auch von einer plötzlichen parallelen Wirkleistungseinspeisung in Schwingung versetzt werden, da sich die Arbeitskennlinie des Synchronge- nerators durch eine solche plötzliche parallele Wirkleistungseinspeisung entsprechend plötzlich ändert. Wird ein solcher Energieüberschuss an den Synchrongenerator nicht schnell genug wieder abgebaut, kann der Synchrongenerator evtl nicht oder nicht schnell genug in seinen normalen Betriebszustand zurückkehren. Es besteht auch die Gefahr, dass sich die genannten verschiedenen Schwingungsanregungen so stark überlagern, dass sie den Synchrongenerator außer Tritt bringen.

Ein solches Verhalten eines Synchrongenerators bzw. mehrerer entsprechend direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelte Synchrongeneratoren, macht sich auch im Netz bemerkbar, bspw. als Frequenzschwingungen. Im äußersten Fall kann ein Außertrittgeraten des Synchrongenerators auch zu einem Zusammenbruch des elektrischen Versorgungsnetzes führen, wenn dies nicht ausreichend andere Erzeuger im elektrischen Versorgungsnetz auffangen können.

Zur Stabilisierung des elektrischen Versorgungsnetzes können dabei auch dezentrale Erzeuger beitragen, wie bspw. Windenergieanlagen. Solche dezentralen Erzeuger, die mittels eines Frequenzumrichters in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen, sei es nun direkt durch ein Vollumrichterkonzept oder unter Verwendung einer doppelt gespeisten Asynchronmaschine, können üblicherweise sofort auf Netzprobleme reagieren und bspw. bei einem Frequenzabfall sofort, zumindest kurzzeitig zusätzliche Leistung in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen. Dadurch können solche dezentralen Erzeuger, für die im Weiteren Windenergieanlage repräsentativ genannt werden, eine schnelle Netzstützung erreichen. Eine solche Netzstützung kann umso wirkungsvoller ausfallen, umso mehr Windenergieanlagen oder andere dezentrale Erzeuger in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen. Darin liegt aber gleichzeitig eine Gefahr, dass nämlich solche schnell eingespeiste Stützleistung auch eine Ursache für eine Schwingungsanregung eines direkt gekoppelten Synchrongenerators sein kann. Im äußersten Fall könnte sogar eine solche Wirkleistungseinspeisung, je nach Randbedingungen, zu einem Außertrittfallen eines solchen Synchrongenerators führen. Aber selbst ohne eine solche extreme Folge ist eine Schwin- gungsanregung eines Synchrongenerators durch dezentrale Erzeuger unerwünscht.

Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2016 115 431 A1 , US 2012/0292904 A1 und den Artikel "Damping control of PMSG-based wind turbines for power System stability enhancement" von Yuan Fu et al. Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der o.g. Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung geschaffen werden, bei der eine Schwingungsanregung eines Synchrongenerators, besonderes nach einem Netzfehler, vermieden wird oder sogar bei ihrem Auftreten reduziert oder zusätzlich reduziert wird. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden.

Erfindungsgemäß wird ein Verfahren nach Anspruch 1 vorgeschlagen. Demnach speist dieses Verfahren elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz ein und das Versorgungsnetz weist eine Netzfrequenz auf. Das Einspeisen erfolgt mittels eines umrichtergeführten Erzeugungseinheit an einem Netzanschlusspunkt. Insbesondere erfolgt das Einspeisen elektrischer Leistung mittels einer Windenergieanlage. Das Einspeisen elektrischer Leistung kann hier auch als Austausch elektrischer Leistung bezeichnet werden, weil beim Einspeisen auch, zumindest kurzzeitig, in Betracht kommt, elektrische Leistung aus dem Netz zu entnehmen, nämlich für Stützaufgaben. Das Einspeisen elektrischer Leistung ist insoweit nicht so eng zu verstehen, dass immer und nur eingespeist wird, sondern es kann auch mal eine Umkehr der Leistungsflussrichtung beinhalten, nämlich vom elektrischen Versorgungsnetz zur dezentralen Erzeugungseinheit, also bspw. zur Windenergieanlage. Jedenfalls wird elektrische Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist. Die elektrische Leistung kann hier sowohl Wirk- als auch Blindleistung umfassen. Die Steuerfunktion steuert die Leistung, die eingespeist wird, in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes. Hier kommt besonders die Netzfrequenz als Zustandsgröße in Betracht. Es kann aber auch bspw., ggf. zusätzlich, eine Netzspannung berücksichtigt werden.

Dazu wird auch vorgeschlagen, dass als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und einer Stützsteuerfunktion ausgewählt werden kann. Die Stützsteuerfunktion unterscheidet sich dabei von der Normalsteuerfunktion. Die Normalsteuerfunktion wird ausgewählt, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz im Wesentlichen stabil arbeitet. Das bedeutet besonders, dass kein Netzfehler vorliegt. Unter ein stabil arbeitendes elektrisches Versorgungsnetz fällt aber auch, wenn bspw. Frequenzschwankungen oder Spannungsschwankungen auftreten, solange diese aber in festgelegten oder festlegbaren Grenzen bleiben. Die Normalsteuerfunktion kann bspw. proportional zu einer Abweichung der Netzfrequenz von einem Frequenzreferenzwert das Einspeisen von Wirkleistung erhöhen, oder verringern. Es kommt bspw. auch in Betracht, dass die Normalsteuerfunktion in Abhängigkeit der Netzspannung einen Blindleistungsanteil einspeist, also besonders in Abhängigkeit einer Netzspannungserhöhung oder - Verringerung einer Blindleistungseinspeisung verändert. Die Stützsteuerfunktion wird ausgewählt, wenn ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde. Ein solches Netzproblem, bzw. ein solcher Netzfehler sind besonders Netzstörungen, wie ein kurzzeitiger Spannungseinbruch aufgrund eines Netzkurzschlusses. Ein solcher Netzkurzschluss kann von sehr kurzer Dauer sein, wie bspw. wenige Millisekunden oder wenige hundertstel Sekunden. Ein solches Netzproblem bzw. ein solcher Netzfehler werden somit besonders als transiente Vorgänge erfasst, bei denen nicht mehr von einem im Wesentlichen sinusförmigen Signal ausgegangen werden kann. Nach Ende eines solchen Netzfehlers kann allerdings schnell wieder ein sinusförmiges Signal vorliegen. Ein solches Netzproblem oder Netzfehler kann bspw. über einen Spannungseinbruch auch bspw. weniger als 50 Prozent einer Netznennspannung erfasst werden, was auch einen Spannungseinbruch bis auf 0 beinhaltet.

Die Stützsteuerfunktion, wenn diese ausgewählt wird, steuert die eingespeiste Leistung dann so, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann. Insbesondere einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators, bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwingung. Diese Stützsteuerfunktion ist somit speziell auf ein solches Synchrongeneratorverhalten abgestimmt. Besonders kann eine solche Stützsteuerfunktion konkrete Verhaltensmuster identifizieren und entsprechend reagieren. Besonderes kann sie Leistung so einspeisen, dass diese gerade nicht eine Schwingung unterstützt, was mit der Normalsteuerfunktion evtl passieren könnte.

Es wurde somit erkannt, dass es mitunter nicht ausreichen kann, das Netz generell mit der Normalsteuerfunktion zu stützen, sondern dass diese im Netzfehlerfall unter Umständen sogar die Situation noch verschlechtern könnte. Entsprechend wird vorgeschlagen, in einem solchen Fehlerfall dann die Stützsteuerfunktion auszuwählen, die gezielt auf das Vermeiden einer Synchrongeneratorschwingung und insbesondere auf das Verringern oder Bedämpfen einer solchen Synchrongeneratorschwingung angepasst ist.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass einer Schwingung entgegengewirkt wird, die hervorgerufen wird durch eine Reaktion wenigstens eines direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongenerators auf das Netzproblem, den Netzfehler bzw. das Netzfehlerende. Somit wird hier vorgeschlagen, konkret auf eine Reaktion eines Synchrongenerators zu reagieren. Dabei wird hier konkret einer Schwingung entgegengewirkt, die vorzugsweise messtechnisch erfasst wird. Eine solche Schwingung kann besonders charakteristisch für den sie hervorrufenden Synchrongenerator sein. Besonders kann sich eine solche Schwingung in einer Frequenzanalyse der Netzfrequenz als herausragender Wert, als sog. Peak, zu einer konkreten Frequenz auftreten. Eine solche konkrete Frequenz kann im Bereich von 0,1 Hz bis 10 Hz liegen, insbesondere ist sie in einem Bereich von 0,5 bis etwa 3 Hz zu erwarten.

Die Netzfrequenz als solche würde also u.a. selbst mit einer solchen Frequenz schwingen, wobei weitere, schwächer ausgebildete Schwingungen der Netzfrequenz überlagert sein können. Dass die Netzfrequenz selbst mit einer gewissen Frequenz schwingt, kann, um ein einfaches plastisches Beispiel zu wählen, bspw. bedeuten, dass sie sich bei einer Nennfrequenz von 50 Hz in einer Sekunde von 49,5 Hz auf 50,5 Hz erhöht und wieder zurück auf 49,5 Hz verringert, wobei sich dies zyklisch wiederholt. In diesem sehr einfachen Beispiel würde die Netzfrequenz dann mit einer Frequenz von 1 Hz und dabei mit einer Amplitude von 0,5 Hz schwingen. Dies ist nur ein veranschaulichendes Beispiel und hier würde die beispielhaft gewählte Frequenz von 1 Hz den Synchrongenerator kennzeichnen. Es kann aber bspw. auch eine Frequenz von 1 ,38 Hz sein, um ein weiteres willkürliches Beispiel zur Veranschaulichung zu nennen. Damit soll deutlich gemacht werden, dass diese Schwingfrequenz, wenn sie eine signifikante Amplitude aufweist, den Synchrongenerator charakterisieren kann. Allein aus dieser charakterisierenden Frequenz kann dann beim Auftreten einer solchen Schwingung erkannt werden, ob diese einen bekannten Synchrongenerator in dem elektrischen Versorgungsnetz zugeordnet werden kann. Auch dann, wenn eine solche Frequenz bisher nicht bekannt war, kann ein in dem genannten Frequenzbereich erkannter dominanter Wert einer Schwingung ausreichen, um die Schwingung eines Synchrongenerators zu identifizieren.

Auf eine solche Schwingung reagiert dann die gemäß einer Ausführungsform vorgeschlagene Stützsteuerfunktion. Sie erkennt also diese Schwingung, greift sie auf und wirkt entsprechen entgegen. Etwas vereinfachend kann das bedeuten, dass mittels der Stützsteuerfunktion antizyklisch zum Synchrongenerator Leistung in das elektrische Versorgungnetz eingespeist wird.

Das Entgegenwirken gegen eine solche Schwingung eines Synchrongenerators soll gemäß dieser Ausführungsform allerdings besonders dann vorgenommen werden, wenn die Schwingung auf ein Netzproblem bzw. Netzfehler zurückzuführen ist. Besonders auch das Ende eines Netzfehlers kann eine solche Schwingung in erheblichem Maße hervorru- fen. Die beispielhaft genannte charakteristische Schwingung eines solchen Synchrongenerators kann grundsätzlich immer vorliegen, aber mit unterschiedlichen Amplituden. Im Normalfall ist von einer geringen Amplitude auszugehen, die ggf. nachweisbar, aber nicht kritisch ist. Tritt aber ein solcher Netzfehler auf, oder das Ende eines solchen Netzfehlers, so kann die genannte Schwingung des Synchrongenerators mit erheblicher Amplitude angeregt werden. Das Schwingen als Reaktion des Synchrongenerators auf das Netz- Problem, den Netzfehler oder das Ende des Netzfehlers, kann somit bereits in der Amplitude erkannt werden. Zusätzlich kennt aber die umrichtergeführte Erzeugereinheit selbst auch dieses Netzproblem, diesen Netzfehler bzw. dessen Ende, weil eine solche umrichtergeführte Erzeugungseinheit, insbesondere eine Windenergieanlage, ohnehin solche Ereignisse im Netz überwachen muss. Tritt also eine solche charakteristische Schwingung eines Synchrongenerators auf, wenn ein solches Netzproblem oder ein solcher Netzfehler bzw. dessen Ende auftritt, liegt eine Schwingung vor, die eine Reaktion des Synchrongenerators auf das Netzproblem, den Netzfehler bzw. des Netzfehlerendes bildet.

Rein vorsorglich wird darauf hingewiesen, dass dies auch für mehrere Synchrongeneratoren gelten kann, wobei dies im Wesentlichen den Fall betrifft, dass ein Großkraftwerk mehrere gleichartige Synchrongeneratoren verwendet, die somit die gleiche charakteristische Schwingfrequenz aufweisen und durch denselben Netzfehler entsprechend auch synchron angeregt werden.

Besonders liegt auch hier die Erkenntnis zugrunde, dass eine solche Schwingung konkret identifiziert werden kann und darauf konkret reagiert werden kann. Eine solche konkrete Reaktion auf eine konkrete Schwingung eines solchen Synchrongenerators kann signifikant anders als eine übliche von einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit geforderte Reaktion auf ein Netzereignis aussehen. Gegenüber der Normalsteuerfunktion kann diese Stützsteuerfunktion somit dezidiert eine solche Schwingung eines Synchrongenerators beruhigen, zumindest gezielt darauf reagieren.

Gemäß einer Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass erfasst wird, ob wenigstens ein für den Netzanschlusspunkt schwingungsrelevanter Synchrongenerator mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelt ist. Hierbei ist unter einem für den Netzanschlusspunkt schwingungsrelevanter Synchrongenerator ein solcher zu verstehen, der elektrisch so an dem Netzanschlusspunkt angeordnet und angeschlossen ist und/oder so stark auf den Netzanschlusspunkt wirkt, dass eine Generatorschwingung des elektrischen Synchrongenerators, bei der der Synchrongenerator um einen Arbeitspunkt schwingt, an dem Netzanschlusspunkt messbar ist. Insbesondere wird hier zugrundegelegt, dass die Generatorschwingung als Frequenzschwankung oder als Spannungsschwankung messbar ist. Hierbei geht es besonders um eine Erfassung im Vorfeld, also eine Erfassung bevor ein Netzproblem oder Netzfehler auftritt. Hierdurch kann vorher beurteilt werden, ob und ggf. in welcher Art und Weise eine Stützsteuerfunktion benötigt wird. Vorzugsweise kann eine solche Stützsteuerfunktion auch in Kenntnis eines solchen erfassten schwingungsrelevanten Synchrongenerators vorbereitet, insbesondere parametriert werden. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass im elektrischen Versorgungsnetz, insbesondere am Netzanschlusspunkt, ein Frequenzgradient erfasst wird. Dazu wird weiter vorgeschlagen, dass unmittelbar nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers eine Wirkleistungseinspeisung durch die umrichtergeführte Erzeugungseinheit wieder aufgenommen wird, bei der die Wirkleistungseinspeisung zeitlich ansteigend erhöht wird. Die Wirkleistungseinspeisung kann also bspw., jedenfalls zunächst, entlang einer Rampe oder anderen Funktion erhöht werden. Dazu wird dann vorgeschlagen, dass die Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit des erfassten Frequenzgradienten erhöht wird und die Wirkleistungseinspeisung dabei bei einem positiven Frequenzgradienten langsamer als bei einem negativen Frequenzgradienten erhöht wird. Die Steuerung erfolgt hierbei also so, dass in jedem Fall die Wirkleistung erhöht wird, die Art oder Geschwindigkeit der Erhöhung aber von dem erfassten Frequenzgradienten abhängt. Bspw. kann, um das obige Beispiel nochmals aufzugreifen, die eingespeiste Wirkleistung entlang einer zeitabhängigen Rampe erhöht werden, wobei dieser Erhöhungen und Verringerungen überlagert sind, nämlich Erhöhungen bei negativen Frequenzgradienten und Verringerungen bei positiven Frequenzgradienten. Anschaulich gesprochen würde eine solche Rampe also abhängig der Frequenzgradienten Höcker bzw. Vertiefungen aufweisen. Insbesondere würde diese Rampe aber auf denselben Endwert zusteuern, wie ohne Höcker und Vertiefungen.

Insbesondere wird vorgeschlagen, dass die Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit der erfassten Frequenzgradienten so gesteuert wird, dass sich die Erhöhung mit zunehmenden Frequenzgradienten verzögert und mit abfallenden Frequenzgradienten beschleunigt. Demnach würde in jedem Fall eine Wirkleistungserhöhung vorliegen, die aber bei zunehmenden Frequenzgradienten abgeschwächt und bei abfallenden Frequenzgradienten verstärkt ist. Besonders kommt eine Erhöhung über eine Rampenfunktion in Betracht, wobei der Rampe ein von dem Frequenzgradienten abhängiges oszillierendes Signal überlagert wird. Ein solches sich überlagerndes Signal kann auch als Überlagerungssignal bezeichnet werden. Besonders bei einem sich sinusförmig verändernden Frequenzgradienten kann sich ein sinusförmiges Überlagerungssignal ergeben, das der Rampe überlagert ist. Diese Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit des Frequenzgradienten betrachtet besonders Augenblickswerte des Frequenzgradienten.

Als weitere Möglichkeit wird vorgeschlagen, die Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit eines Scheitelwertes eines oszillierenden Frequenzgradienten zu erhöhen. Dieser Ansatz geht, wie die übrigen Ansätze auch, von einer oszillierenden Frequenz aus, was auch zu einem oszillierenden Frequenzgradienten führt. Besonders bei einer sinusförmigen Oszil- lation, also Schwingung, der Frequenz ist der Frequenzgradient auch sinusförmig. Hierzu, aber auch wenn die Oszillation des Frequenzgradienten nicht sinusförmig sein sollte, wird nun vorgeschlagen, den Scheitelwert zu betrachten. Besonders wird damit nicht jeder Augenblickswert betrachtet. Bevorzugt kann auch eine den Verlauf des Frequenzgradienten einhüllende Funktion betrachtet werden, bzw. die Funktion von einer von zwei einhül- lenden Kurven. Eine Funktion des Scheitelwertes des oszillierenden Frequenzgradienten ist selbst nicht oszillierend und genau das wird hiermit auch vorgeschlagen, nämlich, dass die Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung nicht oszillierend ist, sondern insbesondere monoton steigend ist. Eine solche monoton steigende Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung führt dann zu einer Wirkleistungseinspeisung, die über die Zeit einen Verlauf entlang einer nach oben gekrümmten Kurve annehmen kann. Die Wirkleistung wird also nicht entlang einer linearen Rampe erhöht, sondern erst nur schwach und dann stärker erhöht. Der genaue Verlauf hängt dann von dem erfassten Frequenzgradienten ab.

Insbesondere wird somit auch vorgeschlagen, dass bei Verringerung des Scheitelwertes mit abschwellender Frequenzoszillation das Erhöhen der Wirkleistungseinspeisung vergrößert wird. Je stärker die Frequenz schwingt, umso schwächer wird somit nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers die Wirkleistung erhöht. Je mehr sich die Schwingung beruhigt hat, umso stärker kann dann auch die Wirkleistung erhöht werden.

Vorzugsweise können die genannten Möglichkeiten der Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers auch kombiniert werden. Besonders kann das Erhöhen der Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit des Scheitelwertes des Frequenzgradienten damit kombiniert werden, dass die Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit des erfassten Frequenzgradienten so gesteuert wird, dass sich die Erhöhung mit zunehmendem Frequenzgradienten verzögert und mit abfallendem Frequenzgradienten beschleunigt. Bei dieser Art der Erhöhung, die besonders vom Augenblickswert des Frequenzgradienten ausgeht, kann die Veränderung der Wirkleistungseinspeisung selbst auch oszillieren. Diese Veränderung, die selbst auch oszillieren kann, kann nicht nur einer Rampenfunktion überlagert werden, sie kann statt- dessen einer beschriebenen, nicht oszillierenden Erhöhung überlagert werden, die abhängig des Scheitelwertes gesteuert wird. Diese abhängig des Scheitelwertes gesteuerte Erhöhung kann dadurch einen oszillierenden Anteil erhalten, nämlich durch die Überlagerung einer Erhöhung in Abhängigkeit von Augenblickswerten des Frequenzgradienten.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass unmittelbar nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers eine Blindleistung eingespeist wird. Dazu wird vorgeschlagen, dass zum Einspeisen der Blindleistung eine Blindleistungsfunktion verwendet wird, die einen Zusammenhang zwischen einer erfassten Spannung und einzuspeisenden Blindleistung angibt, wobei zwischen einer ersten und einer zweiten Blindleistungsfunktion ausgewählt werden kann. Die Blindleistungsfunktion gibt somit die einzuspeisende Blindleistung vor und diese Vorgabe erfolgt in Abhängigkeit einer erfassten Spannung. Hier kommt besonders als erfasste Spannung die Netzspannung in Betracht, insbesondere am Netzanschlusspunkt, an dem die umrichtergeführte Erzeugungseinheit in das elektrische Versorgungsnetz einspeist. Es kann aber auch eine äquivalente Größe erfasst werden.

Dazu wird nun vorgeschlagen, dass zwischen einer erster und einer zweiten Blindleistungsfunktion ausgewählt werden kann. Die erste Blindleistungsfunktion wird dabei ausgewählt, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet. Auch hier beinhaltet das, dass leichte Abweichungen im elektrischen Versorgungsnetz, insbesondere hinsichtlich Spannung und Frequenz, von einem Optimalpunkt vorliegen können, aber nicht gravierend sind, insbesondere noch nicht auf eine Instabilität oder einen Netzfehler hindeuten.

Die zweite Blindsteuerfunktion wird ausgewählt, wenn eine Generatorschwingung eines für den Netzanschlusspunkt schwingungsrelevanten Synchrongenerators erfasst wurde, oder wenn eine solche Generatorschwingung zu erwarten ist. Bereits oben wurde ausgeführt, wie eine solche Generatorschwingung erfasst werden kann. Zu erwarten ist sie besonders dann, wenn bekannt ist, dass ein entsprechender Synchrongenerator mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbunden ist und eine schwingungsanregende Störung, also insbesondere ein Netzproblem oder Netzfehler, oder Ende eines solchen Netzfehlers erkannt wurde. In solchen Fällen wird dann also die zweite Blindleistungsfunktion ausgewählt, die somit gezielt über eine Blindleistungseinspeisung dieses zu erwartende oder vorhandene Schwingungsproblem eines Synchrongenerators berücksichtigen kann.

Dabei ist für die zweite Blindleistungsfunktion vorgesehen, dass sie gegenüber der ersten eine betragsmäßig größere Verstärkung aufweist, nämlich die Verstärkung zwischen der erfassten Spannung und der einzuspeisenden Blindleistung. Das kann im einfachsten Fall ein konstanter Faktor sein, der sich zwischen der ersten und zweiten Blindleistungsfunktion unterscheidet. Das kann aber auch bedeuten, dass bspw. eine spannungsabhängige Verstärkung vorgesehen ist, also eine veränderliche Spannung, die aber dennoch jeweils bei gleicher Spannung im Vergleich zwischen der ersten und zweiten Blindleistungsfunktion unterschiedlich ist, nämlich für die zweite Blindleistungsfunktion größer. Dadurch kann besonders durch diese Blindleistungseinspeisung eine höhere Stabilität im Netz erreicht werden, besonders eine höhere Spannungsstabilität, was der Schwingung des Synchrongenerators entgegenwirken kann. Dabei sind Spannungsgrenzen einzuhalten. Es wurde erkannt, dass durch die Blindleistungseinspeisung, bzw. die zusätzliche statorseitige Magnetisierung der Generatoren eine höhere Polradstabilität erreicht wird. Dazu wird aber vorgeschlagen, dass Spannungsgrenzen vorhanden sind, und es wird vorgeschlagen, so zu steuern, dass eine Spannung nicht dauerhaft aus dem erlaubten Spannungsband geschoben wird.

Durch die Blindleistungseinspeisung kann sich eine zusätzliche statorseitige Magnetisierung der Generatoren ergeben und dadurch kann eine höhere Polradstabilität erreicht werden. Es wird dazu vorgeschlagen, Spannungsgrenzen zu beachten, um zu vermeiden, dass eine Ausgangsspannung des verwendeten Wechselrichters nicht dauerhaft ein vorgegebenes Spannungsband verlässt.

Vorzugweise ist vorgesehen, dass die Normalsteuerfunktion die erste Blindleistungsfunktion ist, oder diese umfasst, und dass die Stützsteuerfunktion die zweite Blindleistungs- funktion ist oder umfasst. Vorzugsweise wird eine Blindleistungsfunktion vorgeschlagen, die zu einer Blindleistungseinspeisung führt, die temporär eine höhere Netzspannung erlaubt. Die zweite Blindleistungsfunktion entspricht somit der Stützsteuerfunktion oder bildet einen Teil davon und wird vorzugsweise auch ausgewählt, wenn ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde. Dies wird als ein Indikator dafür angesehen, dass eine Schwingung zu erwarten ist. Vorzugsweis wird dazu vorgeschlagen, dass die Blindleistungsfunktion zumindest temporär so groß gewählt wird, dass temporär eine höhere Netzspannung zugelassen wird, insbesondere oberhalb einer Netznennspannung, insbesondere wenigstens 10% oberhalb der Netznennspannung.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Steuerfunktion, insbesonde- re die Stützsteuerfunktion, ein Verhalten einer virtuellen Synchronmaschine mit einer Schwungmasse mit einem vorgebbaren Massenträgheitsmoment implementiert. Das Verhalten der virtuellen Synchronmaschine wird dabei wenigstens insoweit implementiert, dass eine Erhöhung oder Verringerung der Netzfrequenz zu einer Verringerung bzw. Erhöhung der eingespeisten Wirkleistung führt. Dazu wird vorgeschlagen, dass die Ver- ringerung bzw. Erhöhung umso größer ist, je größer das Massenträgheitsmoment vorgegeben wird. Insbesondere wird vorgeschlagen, das Verhalten so zu implementieren, dass die Verringerung bzw. Erhöhung proportional zum vorgegebenen Massenträgheitsmoment ist. Führt also eine bestimmte Erhöhung oder Verringerung der Netzfrequenz gemäß diesem Verhalten zu einer bestimmten Verringerung bzw. Erhöhung der eingespeis- ten Wirkleistung, fällt diese doppelt so groß aus, wenn das Massenträgheitsmoment doppelt so groß ist.

Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass ein eingespeister Einspeisestrom bei einer Erhöhung oder Verringerung der Netzfrequenz der Netzspannung nacheilt bzw. voreilt und der Einspeisestrom umso stärker nacheilt bzw. voreilt, umso größer das Massenträgheitsmoment vorgegeben ist.

Es wird hier also für die genannten Funktionen eine virtuelle Synchronmaschine zugrundegelegt. Das ist so zu verstehen, dass diese virtuelle Synchronmaschine direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz, in die die fragliche Leistung eingespeist werden soll, gekoppelt ist. Im Ergebnis ist dann grundsätzlich davon auszugehen, dass sich diese virtuelle Synchronmaschine mit einer der Netzfrequenz entsprechenden Drehzahl dreht, vorher aber nicht durch das Netzereignis zum Pendeln angeregt wurde. Auf einem konkreten Faktor zwischen Drehzahl und Netzfrequenz kommt es hier nicht unbedingt an, aber der Einfachheit halber kann als bevorzugte Ausführungsform davon ausgegangen werden, dass sich die Synchronmaschine, bzw. ihr Rotor, bei einer Netzfrequenz von 50 Hz mit 50 U/s dreht. Sinngemäß dreht sie sich bei einer Netzfrequenz von 60 Hz mit 60 U/s.

Im generatorischen Betrieb eilt der Polradwinkel der Spannung vor. Erhöht sich nun die Netzfrequenz, verkleinert sich zunächst der Polradwinkel, so dass die Synchronmaschine dadurch weniger einspeist. Ein solch beschriebenes Verhalten, sinngemäß gilt das natürlich auch für die Verringerung der Netzfrequenz, ist somit in der Steuerfunktion implementiert. Die Steuerfunktion verhält sich also in Abhängigkeit einer Veränderung der Netzfrequenz in der beschriebenen Art und Weise.

Außerdem oder alternativ wird daher auch vorgeschlagen, dass ein Verhalten implemen- tiert wird, bei dem ein eingespeister Einspeisestrom bei einer Erhöhung der Netzfrequenz der Netzspannung nacheilt bzw. bei einer Verringerung der Netzfrequenz dieser voreilt. Auch zu diesem Verhalten wird vorgeschlagen, dies als Teil des Verhaltens einer virtuellen Synchronmaschine zu implementieren.

Das vorgebbare Massenträgheitsmoment einer solchen virtuellen Synchronmaschine bestimmt ihre Dynamik und damit auch das Verhalten, wie sich die Leistung erhöht bzw. verringert bzw. wie der Einspeisestrom nacheilt bzw. voreilt. Daher wird auch vorgeschlagen, dieses vorgebbare Massenträgheitsmoment als Teil des Verhaltens der virtuellen Synchronmaschine zu implementieren. Dazu wird vorgeschlagen, dass dieses vorgebba- re Massenträgheitsmoment, das insoweit ein virtuelles Massenträgheitsmoment darstellt, verändert bzw. beliebig eingestellt werden kann.

Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass unmittelbar nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers das Verhalten der virtuellen Synchronmaschine aktiviert wird, dass also virtuell eine schwingungsfreie Maschine mit dem Netz verbunden wird, und außerdem oder alternativ das Massenträgheitsmoment erhöht wird. Dass die virtuelle Synchronmaschine aktiviert wird, bedeutet im Grunde, dass virtuell eine schwingungsfreie Maschine mit dem Netz verbunden wird. Hierbei löst also das Netzproblem, der Netzfehler oder sein Ende aus, dass das Verhalten der virtuellen Synchronmaschine aktiviert wird, um dadurch speziell ein Einspeiseverhalten zum Dämpfen von nun zu erwartenden Schwingungen eines Synchrongenerators zu aktivieren. Zusätzlich kann hierzu das Massenträgheitsmoment erhöht werden, um den Effekt noch zu verstärken. Wenn bereits ein Verhalten der virtuellen Synchronmaschine noch aktiv ist, kommt auch in Betracht, nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers das Massenträgheitsmoment zu erhöhen. Dadurch wird die Wirkung dieser Art der Steuerung erhöht.

All diese Maßnahmen, die unmittelbar nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers vorgeschlagen werden, können stattdessen oder zusätzlich auch durchgeführt werden, wenn eine Pendelung der Netzfrequenz erfasst wird. Dabei wird besonders vorgeschlagen, die Maßnahmen beim Durchgang der pendelnden Frequenz durch eine Vorfehlernetzfrequenz zu aktivieren. Eine Vorfehlernetzfrequenz ist eine Netzfrequenz, die unmittelbar vor dem Auftreten des Netzproblems bzw. Netzfehlers erfasst wurde. Hierbei wird also davon ausgegangen, dass eine Pendelung der Netzfrequenz erfasst wurde. Diese pendelt somit um eine feste Frequenz, insbesondere um eine Frequenz, die unmittelbar vor dem Auftreten des Netzproblems bzw. Netzfehlers erfasst wurde. Die Netzfrequenz pendelt dann also um diese Vorfehlernetzfrequenz und es wird vorgeschlagen, dass beim Durchgang dieser pendelnden Frequenz durch die Vorfehlernetzfrequenz, also im Grunde genau dann, wenn die pendelnde Frequenz den Wert der Vorfehlernetzfrequenz aufweist, die genannten Maßnahmen durchgeführt werden. Es wird also bei diesem Durchgang der pendelnden Frequenz durch die Vorfehlernetzfrequenz das Verhalten der virtuellen Synchronmaschine aktiviert und außerdem oder alternativ das Massenträgheitsmoment, also das virtuelle Massenträgheitsmoment, erhöht. Besonders dadurch kann der Schwingung gezielt entgegengewirkt werden.

Gemäß einer weiteren Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass in der Stützsteuerfunktion eine Dämpfungsregelung zur aktiven Schwingungsdämpfung implementiert ist. Hierzu gehört besonders auch, die oben bereits beschriebenen Funktionen auch so auszugestal- ten, dass sie dämpfend wirken, also entsprechend zu parametrieren. Besonders bei linearen Stützsteuerfunktionen können diese über Eigenwerte charakterisiert werden und die Eigenwerte können so gelegt werden, dass eine dämpfende Wirkung hervorgerufen wird bzw. die Eigenwerte für das Gesamtsystem mit der Stützsteuerfunktion können entsprechend über die Wahl der Stützsteuerfunktion ausgewählt werden.

Außerdem oder alternativ wird gemäß einer Ausführungsform vorgeschlagen, dass zum Einspeisen elektrischer Leistung eine Modulierung einer eingespeisten oder entnommenen Blindleistung dadurch erfolgt, dass die umrichtergeführte Erzeugungseinheit als Admittanz (Y_L) moduliert wird. Die Steuerung arbeitet demnach so, dass sie einen Strom einspeist, der sich ergeben würde, wenn die Erzeugungseinheit eine entsprechende Admittanz wäre. Die Erzeugungseinheit wird dadurch als Admittanz moduliert. Da sich eine Admittanz aus Wirk- und Blindleitwert, also aus Konduktanz und Suszeptanz, kann auch ein dämpfender Anteil durch entsprechende Vorgabe der Admittanz erreicht werden. Gemäß einer einfachen Umsetzung kommt bspw. auch in Betracht, einen differenzierenden Anteil in der Stützsteuerfunktion vorzusehen, der regelmäßig dämpfend wirkt, sofern er natürlich entsprechend parametriert ist.

Vorzugsweise wird zur Umsetzung einer solchen Dämpfungsregelung eine Simulation oder Emulation eines Längswiderstands vorgeschlagen. Ein solcher Längswiderstand kann bspw. so simuliert oder emuliert werden, dass er sich ähnlich einer Netzdrossel verhält. Dadurch kann über den eingespeisten Strom eine dämpfende Wirkung erreicht werden.

Hier liegt der Gedanke zugrunde, dass die Wirkung des eingespeisten Stroms durch diese Simulation oder Emulation des Längswiderstands an diesem Längswiderstand auftritt, insbesondere, dass sich eine entsprechende Spannung dort einstellt und diese bzw. ihre Wirkung auf das Einspeisen entsprechend berücksichtigt wird. Bspw. fällt durch den eingespeisten Strom bei Vorliegen einer Pendelung eine entsprechend schwingende Spannung auch an dem Längswiderstand an, die wiederum entsprechenden Einfluss auf den eingespeisten Strom haben kann. Dazu wird vorgeschlagen, keinen tatsächlichen Längswiderstand zu verwenden, sondern diesen zu simulieren oder zu emulieren. Diese beiden Varianten werden hier synonym verwendet, weil der eingespeiste Strom in Art einer Simulation über den Längswiderstand geführt wird, der seinerseits auch nur als Rechengröße vorliegt. Insoweit liegt eine Simulation vor. Andererseits wird aber auch der Reihenwiderstand emuliert, weil er in dem Gesamtverhalten, bspw. in der Stützsteuer- funktion, implementiert ist, also in Art einer Rechengröße derart berücksichtigt wird, dass er dort wie ein Längswiderstand wirkt. Insoweit liegt dann also eine Emulation vor.

Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, eine frequenzabhängige Last zu simulieren oder zu emulieren. Hier gilt ein ähnliches Prinzip, wie zu dem Längswiderstand beschrieben wurde. Im Unterschied dazu ist eine solche frequenzabhängige Last aber nicht in einem Strompfad bzw. in allen Strompfaden angeordnet, sondern in Art einer Last verschaltet. Dieses Verhalten wird dann simuliert oder emuliert und dadurch auf die Einspeisung zum Entgegenwirken gegen die Schwingung Einfluss genommen.

Gemäß einer Ausführung wird hierfür eine kubische Leistungs-Spannungs-Charakteristik vorgeschlagen. Demnach reagiert eine solche zu Grunde gelegte Charakteristik auf eine Spannungsänderung mit einer sich dazu in einem kubischen Zusammenhang erhöhenden Leistung. Im einfachsten Fall, der hier besonders als veranschaulichende Erklärung dienen soll, wird auf eine Verdoppelung der Spannung mit einer Verachtfachung der Leistung reagiert. Es wird also eine solche Last simuliert bzw. emuliert. Dieser Vorschlag orientiert sich besonders an dem Verhalten eines Heißleiters, der einen negativen Temperaturkoeffizienten hat, bei dem also sein ohmscher Widerstand mit ansteigender Temperatur sinkt. Erhöht sich also die Spannung, erhöht sich dadurch der Strom, wodurch der Widerstand sich erwärmt und dadurch verringert, was zu einem weiteren Stromanstieg führt. Dadurch geht die Spannungserhöhung dreifach in die Leistungserhöhung ein. Dadurch kann ein besonders effektives Dämpfungsverhalten erreicht werden, das bei geringen Spannungsänderungen weniger und bei größeren Spannungsänderungen stärker wirkt.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass eine Auswahl und/oder Parametrierung der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit einer Umrichterdurchdringung erfolgt. Die Umrichterdurchdringung ist hierbei ein Maß für den Anteil eingespeister Leistung, die durch umrichtergesteuerte Einspeiser eingespeist wurde, zu insgesamt in das elektrische Versorgungsnetz eingespeister Leistung. Die insgesamt in das elektrische Versorgungsnetz eingespeiste Leistung ist dabei im Wesentlichen die Summe durch umrichtergesteuerter Einspeiser eingespeister Leistung und durch direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchronmaschinen eingespeister Leistung. Hier wurde erkannt, dass die Umrichterdurchdringung, also der Anteil umrichtergesteuerter Einspeiser im elektrischen Versorgungsnetz sowohl Einfluss darauf haben kann, wie wirkungsvoll eine Stützsteuerfunktion sein kann, andererseits aber auch dadurch beurteilt werden kann, wie kritisch oder dominant ein schwingender Synchrongenerator oder mehrere schwingende Synchrongeneratoren für das elektrische Versorgungsnetz sein können. Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion eine Dämpfungsmaßnahme oder einen Dämpfungsanteil umfasst und insbesondere, dass die Stützsteuerfunktion der Normalsteuerfunktion mit der ergänzten Dämpfungsmaßnahme entspricht. Das Einspeisen orientiert sich also im Wesentlichen weiterhin an der Normalsteuerfunktion, auch wenn die Stützsteuerfunktion ausgewählt ist, ergänzt demgegenüber aber lediglich eine Dämpfungsmaßnahme. Dazu kommen insbesondere vorstehend beschriebene Dämpfungsmaßnahmen in Betracht, wie bspw. ein D-Anteil oder eine entsprechende Einstellung der Eigenwerte der Gesamtübertragungsfunktion des geregelten Systems.

Vorzugsweise wird bei einer Erkennung einer Schwingung wenigstens einer Synchron- maschine im elektrischen Versorgungsnetz eine schnelle Wirkleistungswiederkehr durchgeführt, insbesondere eine schnellere Wirkleistungswiederkehr als durch die Stützsteuerfunktion vorgegeben werden würde, wenn ein hoher Umrichteranteil, insbesondere von wenigstens 90 %, insbesondere wenigstens 95 %, erkannt wurde, wobei dann insbesondere ein Außertrittfallen einer direkt mit dem Netz gekoppelten Synchronmaschine in Kauf genommen wird.

Hier liegt die Erkenntnis zugrunde, dass bei einem sehr hohen Umrichteranteil dieser auch für das elektrische Versorgungsnetz dominant ist. In diesem Fall wird vorgeschlagen, dass eine schnelle Leistungswiederkehr vorrangig zu einer gezielten Schwingungsstabilisierung eines Synchrongenerators im Netz ist, oder auch mehrerer Synchrongene- ratoren im Netz. Dem liegt der Gedanke zugrunde, dass eine solche schnelle Leistungswiederkehr selbst dann vorzuziehen wäre, wenn riskiert werden würde, dass ein direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchrongenerator außer Tritt fällt, also insbesondere ein Kippmoment überschreitet und erst wieder synchronisiert werden müsste. An dieser Stelle wird angemerkt, dass ein mit dem elektrischen Versorgungsnetz direkt gekoppelter Synchrongenerator bzw. Synchronmaschine, auch vereinfacht bezeichnet wird als Synchrongenerator bzw. Synchronmaschine im Netz bzw. im elektrischen Versorgungsnetz.

Durch diese Maßnahme kann nämlich eine schnelle Netzstabilisierung erfolgen, besonders kann schnell weitere im Netz benötigte Wirkleistung bereitgestellt werden, um dadurch andere Probleme im elektrischen Versorgungsnetz zu vermeiden.

Anders sieht es aus, wenn der Umrichteranteil im Netz geringer ist, insbesondere bei 50 % oder weniger liegt. Dann ist für das Ziel, möglichst schnell Wirkleistung im elektrischen Versorgungsnetz nach einem Fehler bereitstellen zu können, meist am besten zusammen mit den direkt gekoppelten Synchrongeneratoren erreichbar. Dann ist es also vorteilhaft, dass sich die umrichtergeführten Erzeugereinheiten zunächst oder zumindest auch darauf konzentrieren, den einen oder die mehreren direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongeneratoren stabil arbeiten zu lassen.

Deswegen wird als ein Verfahrensschritt die Prüfung auf den Umrichteranteil vorgeschla- gen. Alternativ kann auch als Umrichteranteil statt des Verhältnisses der aktuell eingespeisten Leistungen ein Verhältnis in das elektrische Versorgungsnetz einspeisbarer Leistungen berücksichtigt werden, insbesondere auch ein Verhältnis nur der Nennleistung. Dadurch ist eine stabile und dauerhafte Berechnungsgröße verfügbar, die einfach Berücksichtigung finden kann. Besonders kann bereits im Vorfeld erkannt werden, ob es einen hohen Umrichteranteil gibt oder nicht. Entsprechend kann dann im Fall der Fälle sofort mit der richtigen Steuerfunktion reagiert werden. Hilfsweise kommt hier in Betracht, ein Verhältnis der Nennleistungen zu berücksichtigen, aber abhängig der konkreten Situation, also bspw. des Windangebots, wenn die umrichtergeführten Erzeugungseinheiten Windenergieanlagen sind, eine entsprechende Modifizierung vorzunehmen. Erfindungsgemäß wird auch eine umrichtergeführte Erzeugungseinheit vorgeschlagen. Insbesondere wird eine Windenergieanlage vorgeschlagen, die als umrichtergeführte Erzeugungseinheit arbeitet. Eine solche umrichtergeführte Erzeugungseinheit wird zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz verwendet, wobei das Versorgungsnetz eine Netzfrequenz aufweist. Diese Erzeugungseinheit weist eine Einspeiseeinrichtung zum Einspeisen elektrischer Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion auf, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann. Eine solche Einspeiseeinrichtung kann besonders ein Wechselrichter bzw. mehrere parallel geschaltete Wechselrichter sein oder zumindest umfassen.

Außerdem ist eine Steuereinrichtung vorgesehen, in der die Steuerfunktion implementiert ist. Die Steuerfunktion ist dabei so ausgebildet und implementiert, dass sie die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes steuert. Sie steuert also das Einspeisen der elektrischen Leistung in das elektrische Versorgungsnetz. Als Zustandsgrößen kommen besonders Netzspannung und Netzfrequenz in Betracht. Außerdem ist eine Auswahleinrichtung vorgesehen, in der als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und einer zur Normalsteuerfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktion ausgewählt werden kann. Die Auswahleinrichtung ist auch dazu vorbereitet, eine entsprechende Auswahl vorzunehmen. Dabei ist sie so vorbereitet, insbesondere ist ein entsprechendes Auswahlkriterium implementiert, dass die Normalsteuerfunktion ausgewählt wird, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet. Das beinhaltet auch die Möglichkeit, dass das Netz von einem optimalen Arbeitspunkt abweicht. Die Stützsteuerfunktion wird ausgewählt, wenn ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde. Entsprechend wird vorzugswei- se auch eine Erfassungseinheit zu Erfassen des Netzfehlers vorgeschlagen.

Dabei steuert die Stützsteuerfunktion die eingespeiste Leistung so, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, besonders einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators soll entgegengewirkt werden bzw. einer durch den Synchrongenerator versursachten Schwingung.

Die Vorteile für die vorgeschlagene umrichtergeführte Erzeugungseinheit bzw. die Windenergieanlage ergeben sich aus den Ausführungen zu vorstehend beschriebenen Ausführungsformen des Verfahrens zum Einspeisen elektrischer Leistung in das elektrische Versorgungsnetz. Vorzugsweise wird somit auch vorgeschlagen, dass die umrichtergeführte Erzeugungseinheit bzw. die Windenergieanlage ein Verfahren gemäß wenigstens einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet. Insbesondere ist jeweils ein solches Verfahren in der umrichtergeführten Erzeugungseinheit bzw. der Windenergieanlage, insbesondere der Steuereinrichtung implementiert. Erfindungsgemäß wird auch ein Windpark mit mehreren Windenergieanlagen vorgeschlagen. Hierbei wird vorgeschlagen, dass mehrere Windenergieanlagen gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform verwendet wird. Der Windpark weist dann also mehrere Windenergieanlagen auf, von denen jede für sich jeweils besonders zwischen einer Normalsteuerfunktion eine Stützsteuerfunktion wählt. Beson- ders ist in jeder einzelnen Windenergieanlage jeweils ein gemäß wenigstens einer Ausführungsform vorstehend beschriebenes Verfahren implementiert.

Außerdem oder alternativ kommt aber auch in Betracht, dass der Windpark eine Parksteuereinheit aufweist, die auch als zentrale Parksteuereinheit bezeichnet werden kann, und die wenigstens ein Verfahren gemäß einer vorstehend beschriebenen Ausführungs- form verwendet, insbesondere ein solches Verfahren implementiert hat. Dazu wird vorgeschlagen, dass eine solche Parksteuereinheit basierend auf diesem Verfahren Leistungssollwerte erzeugt und diese an die Windenergieanlagen im Windpark weitergibt. Die Windenergieanlage setzt dann nur noch die entsprechenden Leistungssollwerte um. Alternativ kann der Windpark eine zentrale Parkeinspeiseeinheit vorsehen, die das Einspeisen für alle Windenergieanlagen im Park übernimmt. Bspw. kann eine solche zentrale Einspeiseeinheit über einen Gleichstrom im Netz mit allen Windenergieanlagen im Park verbunden sein und darüber die Leistung der Windenergieanlagen im Park erhalten. Diese Leistung kann die zentrale Parkeinspeiseeinheit in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen und damit so Vorgehen, wie gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform eines Verfahrens beschrieben wurde.

Besonders durch die Verwendung eines Windparks, der wenigstens ein vorteilhaft beschriebenes Verfahren einsetzt, kann besonders effizient eine Netzstützung und hier im Besonderen eine Schwingungsdämpfung wenigstens eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongenerators erreichen, weil ein solcher Windpark auch über ein insgesamt sehr hohes Leistungsangebot verfügen kann und damit ein steuernder Eingriff besonders hinsichtlich Veränderung der Leistungseinspeisung, sehr wirkungsvoll sein kann. Nachfolgend wird die Erfindung anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren beispielhaft näher beschrieben.

Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung. Figur 2 zeigt einen Windpark in einer schematischen Darstellung.

Figuren

3 bis 5 zeigen Diagramme von mögliche Verhalten einer Synchronmaschine in der

Nähe einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit.

Figur 6 zeigt eine Struktur einer Steuereinrichtung mit einer Einspeiseeinrichtung schematisch.

Figur 7 zeigt schematisch ein Diagramm mit verschiedenen Strategien einer Leistungserhöhung nach einem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers.

Figur 8 zeigt schematisch eine Netzstruktur mit direkt gekoppelter Synchronmaschine und einem als Verbraucher veranschaulichten Windpark. Figuren

8a und 8b zeigen für die Netzstruktur gemäß Figur 8 Arbeitskennlinien für unterschiedliche Bedingungen.

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 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 hochtrans- formiert, 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 Darstellung 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 Windener- gieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.

Die Figuren 3 bis 5 verdeutlichen Verhalten einer direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchronmaschine in der Nähe einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit, insbesondere in der Nähe einer Windenergieanlage bzw. eines Windparks. Dabei werden unterschiedliche Effekte veranschaulicht. Es wurde grundsätzlich das Problem erkannt, dass Synchrongeneratoren bzw. Synchronmaschinen, was hier als synonymer Begriff verwendet wird, bei einem Netzfehler, der zu einem Spannungseinbruch führt, in Schwingung geraten können, was besonders durch einen Phasensprung ausgelöst werden kann. Nach einem Spannungseinbruch eilt der mittlere Polradwinkel dann vor, weil die Maschine während des Spannungseinbruchs nicht die volle Wirkleistung ans Netz abgeben konnte.

Synchronmaschinen können auch von einer plötzlichen parallelen Wirkleistungseinspeisung in Schwingung versetzt werden, was die Figur 3 veranschaulicht. Figur 3, gleiches gilt für die Figuren 4 und 5, zeigt Arbeitskennlinien einer Synchronmaschine, nämlich das Maschinenmoment ms in Abhängigkeit des Polradwinkels 6Q.

In Figur 3 ist das Verhalten einer Synchronmaschine, die in der Nähe einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit betrieben wird, auf eine schnelle Zuschaltung einer parallelen Wirkleistungseinspeisung veranschaulicht, nämlich besonders durch eine nahe umrichtergeführte Erzeugungseinheit. Die Arbeitskennlinie 301 mit dem Arbeitspunkt A zeigt die Situation vor der schnellen Zuschaltung. Durch die plötzliche parallele Wirkleistungseinspeisung ändert sich diese Arbeitskennlinie 301 plötzlich in die neue Arbeitskennlinie 302 und es ergibt sich aus der aktuellen Polradposition zunächst, zumindest idealisierend, der neue Arbeitspunkt B. Das weiterhin konstante Antriebsmoment eines Kraftwerks kann aber in diesem Arbeitspunkt von dem Synchrongenerator nicht aufgenommen werden, so dass sich ein Drehmomentenüberschuss ergibt und das Polrad wird entsprechend dieses Drehmomentenüberschusses und der Trägheit des gesamten Rotors beschleunigt. Beim Durchqueren des Polrades durch die Achse des Nennmomentes sind die Momente zwar wieder im Gleichgewicht, aber die kinetische Energie im Rotor führt zu einem durchschreiten des Polrades durch die Kennlinie, nämlich die neue Arbeitskennlinie 302. Hierbei wird das Polrad durch das höhere Moment wieder abgebremst. Dieser Energieüberschuss sollte so schnell wie möglich wieder abgebaut werden, damit die Synchronmaschine wieder in einen normalen Betriebszustand zurückkehrt.

Eine mögliche Rückkehr ist durch den Übergangsabschnitt 303 verdeutlicht. Dabei geht der Arbeitspunkt A in einer pendelnden und damit schwingenden Art und Weise zu dem Arbeitspunkt C auf der neuen Arbeitskennlinie 302 über. Es ist zur Verdeutlichung des Problems eine Beschleunigungsfläche 306 und eine Bremsfläche 308 eingezeichnet. In dem gezeigten Beispiel ist die Situation für einen stabilen Ausgleichsvorgang dargestellt. Die Beschleunigungsfläche 306, also im Wesentlichen das Dreieck ABC, ist dabei kleiner als die mögliche Bremsfläche 308. Die Bewegung wird also stärker abgebremst, als beschleunigt, die mögliche Bremsenergie ist somit größer als die Beschleunigungsenergie. In Figur 3 ist die Situation für einen stabilen Ausgleichsvorgang dargestellt. Die Beschleunigungsfläche, also im Wesentlichen das Dreieck, ABC, ist dabei kleiner als die mögliche Bremsfläche, nämlich die Fläche oberhalb des Wertes für m=1 , und rechts vom Punkt e.

Es wurde nun erkannt, dass es ein Problem sein kann, wenn sich beide genannten Schwingungsanregungen zu stark überlagern, denn es könnte dadurch passieren, dass die Synchronmaschine dadurch außer Tritt gerät. Das sollte vermieden werden. Ein solcher Fall ergibt sich, wenn die Anregung, nämlich gekennzeichnet durch die Be- schleunigungsfläche 306, größer ist als die Abbremsung, die durch die Bremsfläche 308 gekennzeichnet ist, wenn also eine Anregung bzw. dazu äquivalente Fläche größer als die mögliche Bremsfläche ist.

Dazu wurde auch erkannt, dass dieses Problem besonders bei einer hohen Durchdrin- gung von umrichtergeführten Erzeugungseinheiten auftreten kann und daher dann besonders berücksichtigt werden sollte. Durch umrichtergesteuerte Erzeugungseinheiten kann ein solcher Leistungssprung eingespeist werden, was somit eine Gefahr darstellen kann. Es wurde aber auch erkannt, dass umrichtergeführte Erzeugungseinheiten gezielt gesteuert werden können, um das Problem zu vermeiden, zu verringern oder zu lösen. Bspw. kann durch solche umrichtergesteuerten Erzeugungseinheiten der gezeigte Übergangsabschnitt beeinflusst und anders gestaltet werden.

Eine hier vorgeschlagene Möglichkeit zur Verbesserung der Nachfehler-Stabilität, also zur Verbesserung des genannten Problems, ist die Erkennung des Schwingungsverhaltens und eine entsprechende Reaktion darauf. Dazu wurde besonders erkannt, dass erst eine Anregung stattfindet, nämlich aufgrund des Fehlers, und dann erneut eine Anregung aufgrund des Effektes auftreten kann, der in Figur 3 erläutert ist. Es findet nämlich erst eine Anregung statt, die aufgrund des Fehlers aufgetreten ist, und dann findet erneut eine Anregung aufgrund des Effektes statt, der in Figur 3 beschrieben wurde.

Hierbei können die folgenden verschiedenen Strategien unterschieden werden, die als Ausführungsformen vorgeschlagen werden.

Eine Möglichkeit ist, eine Analyse des Frequenzgradienten df/dt vorzunehmen. Wenn df/dt>0, wird eine Verzögerung der Wirkleistungswiederkehr vorgeschlagen, wohingegen für df/dt<0 eine schnelle Wirkleistungswiederkehr vorgeschlagen wird.

Abhängig einer Frequenzanalyse bzw. darauf basierend wird eine Verbesserung der Stabilität unmittelbar nach dem Fehler durch Wirkleistungswiederkehr während des Zurückschwingen des Polrades vorgeschlagen. Das ist in Figur 4 veranschaulicht. Dort zeigt die Arbeitskennlinie 402 die Situation nach der schnellen Zuschaltung. Wird nun während des Zurückschwingens weniger Wirkleistung durch die nahe umrichtergesteuerte Erzeugungseinheit eingespeist, unterstützt das die Wirkleistungswiederkehr der Syn- chronmaschine, weil es zu einer Erhöhung der Arbeitskennlinie 402 zu der erhöhten Arbeitskennlinie 404 führt. Das Polrad des Synchrongenerators, dessen Schwingungen betrachtet werden, wird vom Vorfehlerzustand, also vom Startpunkt 401 während des Fehlers zu einem Zwischenpunkt 403 weiter beschleunigt, der weiter rechts und unten liegt. Bedingung für eine stabile Wiederkehr ist jetzt, dass die Fläche links von dem Zwischenpunkt 403 gezeigte Beschleunigungsfläche 406 nicht größer ist, als die ursprüngliche Bremsfläche 408, die sich rechts oben von dem Zwischenpunkt 403 befindet, nämlich unter der ursprünglichen Kurve, also unter der Arbeitskennlinie 402.

Die ursprüngliche Bremsfläche 408‘, die unter der ursprünglichen Kurve 402 liegt, und die ebenfalls eingezeichnete veränderte Bremsfläche 409, die unter der verschobenen Ar- beitskennlinie 404 liegt, sind dabei gleich groß. Es zeigt sich aber, dass die verschobene Kurve 409 einen größeren Abstand zum Kipppunkt 405 hat, der durch den Schnittpunkt der Kurve mit dem Moment m_a gebildet wird. Durch diesen größeren Abstand hat die verschobene Arbeitskennlinie 404 mehr Stabilitätsreserven, was durch das beschriebene Verschieben der Arbeitskennlinie erreicht werden kann. Es wurde erkannt, dass auch hieraus zu erkennen ist, dass die Dauer und die Tiefe des Fehlers und damit die Lage des Polrades u.U. als Größe für die Stützung dienen können.

Allerdings ist zu beachten, dass das Polrad vom Vorfehlerzustand, der durch den schwarzen Punkt 401 gekennzeichnet ist, während des Fehlers zu einem Punkt weiter rechts und unten beschleunigt wird (403). Bedingung für eine stabile Wiederkehr ist dabei, dass die Fläche links von dem Punkt 403 nicht größer ist, als die Fläche rechts oben von dem Punkt 403, unter der Kurve. Die Fläche 408‘, die unter der alten Arbeitskennlinie 402 liegt, und die Fläche 408“, die unter der verschobenen Arbeitskennlinie 404 liegt, sind dabei gleich groß. Es zeigt sich aber, dass die Fläche 408“ einen größeren Abstand zum Kipppunkt, der den Schnittpunkt der Kurve mit dem Moment m_a hat, als die Fläche 408‘ und damit mehr Stabilitätsreserven hat.

Es zeigt sich hier auch, dass die Dauer und die Tiefe des Fehlers (und damit der„Ort“ des Polrades) u.U. als Größe für die Stützung dienen können.

Als weitere Strategie wird eine Stabilisierung durch forcierte Blindleistungseinspeisung vorgeschlagen. Das ist in der Figur 8b veranschaulicht. Dort zeigt die Arbeitskennlinie 830 die Situation nach einer schnellen Zuschaltung. Die vorgeschlagene forcierte Blindleistungseinspeisung durch eine nahe umrichtergeführte Erzeugungseinheit führt zu der Verschiebung zu der veränderten zweiten Arbeitskennlinie 834. Auch hier kann das Verhältnis einer Beschleunigungsfläche zu einer Bremsfläche verbessert werden. Die Beschleunigungsfläche ergibt sich durch den Fehler und sie muss grundsätzlich kleiner sein, als die Bremsfläche.

Der Effekt der Blindleistungseinspeisung ist zwar kleiner, als der durch die Wirkleistungseinspeisung, aber speziell durch eine Modulierung der Blindleistung, was durch eine Modulierung der Admittanz Y_L erreicht werden kann, nämlich durch Leistungselektronik des Windparks 812 in Abhängigkeit der Drehzahlabweichung, kann eine Verbesserung der Dämpfung eines Synchronisierungsvorgangs erzielt werden, also eines Vorgangs, bei dem die Drehzahl des Synchrongenerators wieder auf die Netzfrequenz, idealerweise auf die Netznennfrequenz synchronisiert wird. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die umrichtergeführte Einspeiseeinrichtung, insbesondere der Windpark mit wenigstens einer Einrichtung zum Einspeisen einer Querspannung ausgestattet ist. Das kann durch ein FACTS-Gerät oder einen Quertransformator erreicht werden. Dadurch kann eine Stabilitätsreserve einer Synchronmaschine durch gezieltes Verschieben des Polradwinkels erreicht werden. Dies ist in Figur 5 veranschaulicht, die eine Verschiebung der Arbeitskennlinie 502 zu einer verschobenen Arbeitskennlinie 504 zeigt. Dabei kann eine Verschiebung in beiden Richtungen, abhängig von der Größe des Polradwinkels, stabilisierend wirken. Die Beschleunigungsfläche 506 und die verschobene Bremsfläche 508 zeigen, dass die Stabilitätsreserve durch die Verschiebung der Arbeitskennlinie von 502 auf 504 vergrößert wird. Der Polradwinkel der Synchronmaschine kann auch im geringen Maße durch eine gezielte Wirk- und Blindleistungseinspeisung geändert werden. Hierbei müssen Wirkleistung und Blindleistung so verändert werden, dass sich genau eine Verschiebung entsprechend Abbildung 5 einstellt. Hierbei werden die Effekte der Figuren 8a und b, die weiter unten noch erläutert werden, überlagert. Der Effekt ist aber deutlich kleiner, als durch die Ein- prägung einer Querspannung, weshalb gerade auch eine Modulierung des Polradwinkels wieder zur Stabilisierung genutzt werden kann, im Vergleich zur einfachen Erhöhung der Stabilitätsreserve.

Besonders vorteilhaft an der einfachen Verschiebung der Betriebskennlinie ist die Tatsache, dass sich durch die stabilisierenden Maßnahmen weniger Effekte auf die Spannung ergeben können, als bei den anderen vorgestellten Maßnahmen.

Figur 6 zeigt schematisch eine Steuereinrichtung 600 mit einer Einspeiseeinrichtung 602, die in ein elektrisches Versorgungsnetz 604 einspeist. Die Einspeiseeinrichtung 602 erhält dabei von der Steuereinrichtung 600 einen Leistungssollwert S(t). Insoweit wird hier verallgemeinernd auf die komplexe Scheinleistung, also die Scheinleistung nach Betrag und Phase Bezug genommen. Häufig kann eine solche Leistungsvorgabe aber auch so durchgeführt werden, dass bspw. die Wirkleistung P(t) und die Blindleistung Q(t) als getrennte Werte vorgegeben werden. Nachfolgend wird hier vereinfachend von Leistung oder Leistungsvorgabe die Rede sein, was Wirkleistung und/oder Blindleistung bedeuten kann. Außerdem wird deutlich gemacht, dass diese Leistung von der Zeit t abhängt, dass also keine Konstante übergeben wird, sondern ein Wert bzw. mehrere Werte der bzw. die schwanken kann bzw. können.

Die Einspeiseeinrichtung 602 erhält dann diese Leistungsvorgabe und erzeugt daraus einen 3-phasigen Strom I, der hier auch als Einspeisestrom bezeichnet werden kann, und der in das elektrische Versorgungsnetz 604 eingespeist wird. Zwischen der Einspeiseeinrichtung 602 und dem elektrischen Versorgungsnetz 604 könnte bspw. noch ein Transformator angeordnet sein, auf den es hier aber nicht ankommt. Ebenso ist regelmäßig eine Netzdrossel vorgesehen, die hier auch nicht dargestellt ist und als Teil der Einspeiseeinrichtung 602 verstanden werden kann. Die Einspeiseeinrichtung 602 kann aus einem oder mehreren Wechselrichtern aufgebaut sein, die ihre Leistung insbesondere von einem Generator einer Windenergieanlage beziehen. Zum Steuern der Leistung gemäß der Leistungsvorgabe S(t) ist häufig auch eine Steuerung der Leistung des genannten Generators erforderlich bzw. eine Steuerung dieses Generators. Das ist hier mit unter der Leistungsvorgabe S(t) an die Einspeiseeinrichtung 602 zu verstehen. Mit anderen Worten wird diese Leistungsvorgabe auch an eine Generatorsteuerung oder andere Steuerung einer notwendigen Leistungsquelle einfließen. Eine solche Umsetzung ist dem Fachmann grundsätzlich bekannt, so dass hier keine weiteren Details erläutert werden.

In einem Normalfall, in dem das Netz stabil arbeitet und insbesondere kein Netzproblem oder Netzfehler aufgetreten sind, erzeugt eine Normalsteuerfunktion in dem Normalsteuerfunktionsblock 606 die Leistungsvorgabe S(t). Dafür erhält der Normalsteuerfunktionsblock 606 als Eingangsgrößen die Netzspannung U und die Netzfrequenz f.

Dafür wird, was auch nur als schematische Darstellung zu verstehen ist, die Netzspannungen U mit dem Spannungsmessmittel 608 erfasst. Aus der so erfassten Netzspannung U kann über den Frequenzermittlungsblock 610 die Frequenz f erfasst werden und dann als weitere Eingangsgröße in den Normalsteuerfunktionsblock 606 eingehen. Nur der Einfachheit halber ist die Netzspannung U und die Netzfrequenz f nicht als von der Zeit abhängige Größe dargestellt. Tatsächlich hängt aber beides von der Zeit ab und auf diese Abhängigkeit von der Zeit, also ihre zeitliche Veränderung, kommt es hier auch häufig an.

Jedenfalls bestimmt dann der Normalsteuerfunktionsblock 606 die Leistungsvorgabe S(t) und diese wird durch die Auswahleinrichtung 612 im Normalfall, also wenn kein Netzproblem oder Fehler vorliegen oder kurzfristig Vorlagen und auch sonst kein Stabilitätsverlust des elektrischen Versorgungsnetzes 604 zu erwarten ist, an die Einspeiseeinrichtung 602 übergeben. Auch die Normalsteuerfunktion, die in dem Normalsteuerfunktionsblock 606 hinterlegt bzw. implementiert ist, kann insbesondere eine Wirkleistungsvorgabe P in Abhängigkeit der Netzfrequenz bestimmen und eine Blindleistungsvorgabe Q in Abhängigkeit der Netzspannung U bestimmen. Das Ergebnis kann dann in der Leistungsvorgabe S(t) zusammengefasst sein. Grundsätzlich kommt aber auch in Betracht, dass kein Blindleistungsanteil Q oder kein Wirkleistungsanteil P bestimmt wird.

Liegt nun ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende eines solchen Netzfehlers vor, so schaltet die Auswahleinrichtung 612 um und leitet eine Leistungsvorgabe S(t) von dem Stützsteuerfunktionsblock 614 an die Einspeiseeinrichtung 602 weiter.

Eine solche Umschaltung kann durch die Erkennung eines Netzproblems, Netzfehlers oder Ende eines solchen Netzfehlers ausgelöst werden. Das ist in der Figur 6 vereinfachend als ein Ereignis E dargestellt. Dieses Ereignis E wird in einer Ereigniserkennungseinheit 616 erkannt. An dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass sowohl die Ereigniserkennungseinheit 616 als auch die Auswahleinrichtung 612 und auch die übrigen dargestellten Elemente auch anders realisiert sein können. Insbesondere kann auch die insgesamt für die Steuereinrichtung 600 dargestellte Struktur als Software in einer Steuereinrichtung realisiert sein, um nur ein weiteres Beispiel zu nennen. Jedenfalls veranschaulicht die Ereigniserkennungseinheit 616, dass das Ereignis E in Abhängigkeit der Netzspannung U und der Netzfrequenz f erkannt werden kann. Das kann bspw. so aussehen, dass ein Spannungseinbruch zu der Erkennung eines Ereignisses E führt. In diesem Fall wäre eine Auswertung der Netzfrequenz f nicht erforderlich. Es kommt aber auch in Betracht, dass ohne Spannungseinbruch der Netzspannung U eine so starke Frequenzschwingung auftritt und somit anhand der Frequenz f erkannt werden kann, dass das zum Erkennen eines Ereignisses E führt. Insoweit ist die Abhängigkeit des Ereignisses E von der Netzspannung U und der Netzfrequenz f auch so zu verstehen, dass beide Größen dazu überwacht werden. Grundsätzlich kommt aber natürlich auch in Betracht, dass beiden Größen zusammen zum Erkennen eines Ereignisses E führen. Außerdem können auch weitere Größen verwendet werden, wie bspw. eine zeitliche Ableitung der Netzfrequenz, um nur ein weiteres Beispiel zu nennen, das hier der Einfachheit halber aber nicht als Eingangsgröße für die Ereigniserkennungseinheit 616 gezeigt ist. Die Stützsteuerfunktion in dem Stützsteuerfunktionsblock 614 erhält als Eingangsgrößen, genau wie der Normalsteuerfunktionsblock 606, die Netzspannung U und die Netzfrequenz f. Zusätzlich erhält die Stützsteuerfunktion und damit der

Stützsteuerfunktionsblock 614 als eine weitere Eingangsgröße von der Netzfrequenz f eine zeitliche Ableitung /. Diese abgeleitete Netzfrequenz / wird in der Ableiteinrichtung 618 erzeugt. Besonders kann eine Wirkleistung P in Abhängigkeit einer solchen

Frequenzableitung / erzeugt werden bzw. diese zusätzlich mit berücksichtigen.

Darüber hinaus ist auch eine Frequenzanalyse bzw. über eine DFT in der Frequenzanalyseeinrichtung 620 vorgesehen. Das Ergebnis ist besonders ein Frequenzspektrum f(f) der Netzfrequenz f. Durch eine Frequenzanalyse, also bspw. eine entsprechende Fourier-Transformation, kann eine charakteristische Schwingung eines in Figur 6 schematisch dargestellten Synchrongenerators 622 eines Großkraftwerks 624 erkannt werden. Dieses frequenzabhängige Frequenzspektrum f(f) kann somit ebenfalls in der Ereigniserkennungseinheit 616 ausgewertet werden, was hier nur der Einfachheit halber nicht dargestellt ist. Besonders kann gemäß einer Ausführungsform die Ereigniserkennungseinheit 616 aus dem Frequenzspektrum f(f) der Netzfrequenz f, das die Frequenzanalyseeinrichtung 620 erzeugt hat, die charakteristische Schwingfrequenz des Synchrongenerators 622 kennen und dann bei der Überwachung der Netzfrequenz f feststellen, ob die Netzfrequenz f ausgerechnet mit dieser charakteristischen Frequenz des Synchrongenerators 622 schwingt. Erfolgt dies mit entsprechend hoher Amplitude, kann dies dazu führen, dass ein Ereignis E erkannt wird. Dieses Ereignis E kann entsprechend auch eine Eingangsgröße für die Stützsteuerfunktion und damit den Stützsteuerfunktionsblock 614 bilden. Ein solch erkanntes Ereignis E kann dabei für die Stützsteuerfunktion in dem Stützsteuerfunktionsblock 614 als zeitlicher, nämlich zeitlich präziser, Auslöser verwendet werden, was in der Fachsprache auch als Trigger bezeichnet wird.

Das Frequenzspektrum f(f), das gemäß der schematischen Darstellung der Figur 6 ebenfalls eine Eingangsgröße für den Stützsteuerfunktionsblock 614 ist, kann besonders auch zur Anpassung der Stützsteuerfunktion bzw. zu ihrer Parametrierung verwendet werden. Besonders kann eine Dynamik, insbesondere ein Eigenwert, der Stützsteuerfunktion von einer erfassten charakteristischen Schwingfrequenz des Synchrongenerators 622 abhängen.

Wird also ein Ereignis E erkannt, schaltet die Auswahleinrichtung 612 um, so dass die Leistungsvorgabe S(t) von der Stützsteuerfunktion in dem Stützsteuerfunktionsblock 614 vorgegeben wird und dazu erhält der Stützsteuerfunktionsblock 614 als Eingangsgrößen die Netzspannung U, die Netzfrequenz f und ihre Ableitung /. Außerdem können das Frequenzspektrum f(f) und das auslösende bzw. erkannte Ereignis E zusätzlich berücksichtigt werden.

Hierdurch kann die Eigenart und das Verhalten des Synchrongenerators 622 erfasst und darauf konkret reagiert werden. Durch die im elektrischen Sinne große Nähe des Synchrongenerators 622 zu der Einspeiseeinrichtung 602, und damit zu einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit, für die die Steuereinrichtung 600 und die Einspeiseeinrichtung 602 zusammenstehen, kann durch diese Erzeugungseinheit gezielt Einfluss auf das Verhalten des Synchrongenerators 622 genommen werden, nämlich durch geschicktes Einspeisen einer Leistung S(t).

Figur 7 zeigt schematisch ein Diagramm mit verschiedenen Strategien einer Leistungserhöhung nach einem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers. Hierbei ist in dem oberen Diagramm ein Frequenzgradient 710, der mathematisch auch als df/dt bezeichnet werden kann, mit abklingender Amplitude gezeigt. Das untere Diagramm zeigt dazu verschiedene Leistungserhöhungen als Leistungsverläufe 701 bis 704. Beide Diagramme verwenden dieselbe Zeitachse.

Die Figur 7 zeigt dabei einen Leistungseinbruch, bei dem die Leistung beispielhaft von einem Anfangswert Po auf 0 absinkt. Die tatsächliche Betrachtung bzw. Veranschaulichung beginnt aber erst zum Zeitpunkt to, zu dem dann eine Leistungseinspeisung, nämlich Wirkleistungseinspeisung wieder aufgenommen werden soll. Auch das im oberen Diagramm dargestellte schwingende Verhalten der Frequenz bzw. die dargestellte Schwingung des Frequenzgradienten 710 wird erst ab diesem Zeitpunkt to betrachtet. Besonders sind die beiden Diagramme im Bereich vor dem Zeitpunkt to nicht aufeinander abgestimmt. Jedenfalls weist die Netzfrequenz zum Zeitpunkt to eine etwa sinusförmige Schwingung auf, die abklingt. Entsprechen ist auch der Verlauf des Frequenzgradienten 710 etwa sinusförmig und abklingend. Außerdem ist noch ein Verlauf eines Scheitelwertes S_fG(t) des Frequenzgradienten 710 eingezeichnet, der auch als Scheitelwertfunktion 712 be- zeichnet werden kann. Die Scheitelwertfunktion 712 gibt somit zu jedem Zeitpunkt einen Maximalwert des Frequenzgradienten 710 an und bildet damit etwa eine obere Kurve zweier einhüllender Kurven des schwingenden Frequenzgradienten.

In Abhängigkeit des Frequenzgradienten 710 werden unterschiedliche Möglichkeiten einer Leistungserhöhung im unteren Diagramm angegeben. Der erste Leistungsverlauf 701 bildet eine einfache Rampe, die nicht von dem Frequenzgradienten 710 abhängt. Eine solche Rampe kann den Stand der Technik bilden, sie kann aber auch als Basis für eine Überlagerung mit einer vom Frequenzgradienten 710 abhängigen Leistungsfunktion dienen. Eine solche Überlagerung zeigt der zweite Leistungsverlauf 702. Der setzt sich zusammen aus der Rampe des ersten Leistungsverlaufs 701 bzw. einer ähnlichen Rampe, und einer unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängigen Leistungsfunktion, die überlagert mit der Rampe den zweiten Leistungsverlauf 702 bildet. Die unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängige Leistungsfunktion kann bspw. eine zu dem Frequenzgra- dienten proportionale Funktion sein. Es ergibt sich somit ein Anstieg der Leistung, der aber Schwingungen gezielt entgegenwirken kann, was durch die überlagerte von dem Frequenzgradienten abhängige Leistungsfunktion erreicht werden kann. Die Leistung steigt also an, ohne dabei die Schwingung, die sich in dem Frequenzgradienten 710 wiederspiegelt, anzuregen. Stattdessen wird eine solche Schwingung bedämpft. Der dritte Leistungsverlauf 703 ist nur abhängig von der Scheitelwertfunktion, betrachtet also nicht die Schwingung des Frequenzgradienten 710, sondern nur den Verlauf der Amplitude. Damit weist der dritte Leistungsverlauf 703 keine Schwingung auf. Er lässt zu Beginn der gewünschten Leistungserhöhung die Leistung nur schwach ansteigen. Klingt dann die Schwingung ab, kann auch die Leistung stärker erhöht werden. Dadurch weist der dritte Leistungsverlauf 703 eine mit der Zeit zunehmende Steigung auf, was auch als ein allgemeines Merkmal vorgeschlagen wird.

Ein weiterer Vorschlag ist, dem Leistungsverlauf 703 eine von dem Frequenzgradienten 710 abhängigen Leistungsfunktion zu überlagern. Statt diese Leistungsfunktion dem rampenförmigen Leistungsverlauf 701 zu überlagern, wird hier also vorgeschlagen diese Leistungsfunktion dem dritten Leistungsverlauf 703 zu überlagern. Das Ergebnis ist der vierte Leistungsverlauf 704. Hierdurch können die beschriebenen Vorteile synergetisch kombiniert werden. Der anfangs schwache Anstieg des dritten Leistungsverlaufs verhindert bei einem schwingenden Zustand eine zu starke Leistungserhöhung und die unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängige Leistungsfunktion steuert den Schwin- gungen gezielt gegen. Besonders ermöglicht auch der schwache Anstieg des dritten Leistungsverlaufs dort ein stärkeres Gegensteuern durch die unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängige Leistungsfunktion.

Die Netzstruktur der Figur 8 veranschaulicht einen Netzabschnitt 800, der im Wesentli- chen durch eine erst und zweite Reaktanz 801 und 802 gebildet wird, die hier der Einfachheit halber als gleich groß angenommen werden. Dieser Netzabschnitt 800 ist mit dem restlichen Netz 804 verbunden, das hier vereinfachend als starres Netz angenommen wird.

Weiterhin ist eine Synchronmaschine 806 vorhanden, die auch als Synchrongenerator bezeichnet werden kann, und die direkt, also ohne Zwischenschaltung eines Umrichters, mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelt ist, nämlich hier mit dem Netzabschnitt 800 an der ersten Reaktanz 801. Die Synchronmaschine 806 kann über eine Turbine 808 mit Antriebswelle 810, was hier nur angedeutet ist, angetrieben werden und diese drei Elemente stehen hier auch repräsentativ für ein Kraftwerk 816. Damit ist die Synchron- maschine 806 über diesen Netzabschnitt 800 mit dem restlichen Netz 804 verbunden. Für diese Synchronmaschine bildet der Netzabschnitt 800, besonders die beiden Reaktanzen 801 und 802 einen Lastflusspfad.

Ein Windpark 812 ist hier durch eine Admittanz YL als Verbraucher wiedergegeben und zwischen der ersten und zweiten Reaktanz 801 , 802 angeschlossen. Ein Schalter 814 veranschaulicht, dass der Windpark 812 auch von dem Netzabschnitt 800 getrennt werden kann.

Über die Struktur der Figur 8 kann die Wirkung einer Einspeisung durch den Windpark 812 auf eine Stabilitätsreserve des Kraftwerks 816, welches mit seiner Synchronmaschine 806, mit dem Netz 804 verbunden ist, verdeutlicht werden. Der Windpark 812 und damit die Einspeisung ist dabei in dem Lastflusspfad, nämlich zwischen der ersten und zweiten Reaktanz 801 , 802 angeschlossen.

Zu der Struktur der Figur 8 zeigt die Figur 8a eine Arbeitskennlinie 830, die eine Dreh- moment-Polradwinkelabhängigkeit der Synchronmaschine 806 im Normalbetrieb bei einer parallelen Einspeisung durch die Synchronmaschine 806 und den Windpark 812 darstellt.

Figuren 8a und 8b verwenden die gleiche Darstellung wie die Figuren 3 und 4. In Figur 8a ist dargestellt, wie sich eine Arbeitskennlinie, die grundsätzlich auch synonym als Betriebskennlinie bezeichnet werden kann, verändert, wenn eine Wirkleistungseinspeisung durch den Windpark 812 reduziert wird. Figur 8a zeigt dazu, wie sich die Arbeitskennlinie 830 des Synchrongenerators 806 nach links oben zu der veränderten ersten Arbeitskennlinie 832 durch die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung verschiebt.

Hierdurch ergeben sich mögliche Bremsflächen, wie sie in den Figuren 3 und 4 gezeigt sind, und solche möglichen Bremsflächen können sich durch die gezeigte Verschiebung vergrößern. Es ist somit erkennbar, dass durch diese Anregung, also durch diese Redu- zierung der Wirkleistungseinspeisung, die Stabilitätsreserve verbessert wird, bzw. dass eine maximal mögliche Anregung bei solchen stabilen Nachfehlerbedingungen vergrößert wird.

Figur 8b dagegen zeigt den Einfluss einer zusätzlichen Blindstromeinspeisung auf die Drehmoment-Polradwinkelabhängigkeit durch den Windpark 812. Die Arbeitskennlinie 830, von der ausgegangen wird entspricht der Arbeitskennlinie 830 der Figur 8a. Somit bildet die Arbeitskennlinie 830 in Figur 8b wieder einer Ausgangskennlinie bei einer parallelen Einspeisung durch den Synchrongenerator 806, also das Kraftwerk 816 und den Windpark 812.

Speist der Windpark 812 nun einen zusätzlichen kapazitiven und damit übererregten Blindstrom ein, steigert sich die Stabilitätsreserve (die möglichen Bremsflächen) der Synchronmaschine 806 durch die Verschiebung der Drehmoment-Polradwinkelkennlinie, also der Arbeitskennlinie 830 nach oben zu einer veränderten zweiten Arbeitskennlinie 834. Diese Verschiebung erreicht nämlich eine Erhöhung bzw. Vergrößerung der Bremsflächen, wie sie in den Figuren 3 und 4 erläutert wurden. Zur Veranschaulichung ist in der Figur 8b auch eine Reaktion auf eine Einspeisung eines induktiven Blindstroms durch den Windpark 812 dargestellt. Dadurch ergibt sich die veränderte dritte Arbeitskennlinie 836, die nach unten verschoben ist. Das zeigt, dass diese Einspeisung eines induktiven Blindstroms die Stabilität der Synchronmaschine 806 entsprechend der unteren Arbeitskennlinie 836 verschlechtert. Durch Einspeisen eines induktiven Blindstroms in Kombination mit einer Wirkleistungsreduktion durch den Windpark 812 kann beispielsweise alleine der Polradwinkel des Synchrongenerators 806 des Kraftwerkes 816 verändert werden. Hierbei können sich die Effekte gemäß der veränderten ersten und zweiten Arbeitskennlinie 832, 834 überlagern. Die Verschiebung in die andere Richtung kann entsprechend durch eine Wirkleistungsvergrößerung bei gleichzeitig kapazitiver Stromeinspeisung erfolgen.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird für die Steuerung der Leistungseinspeisung durch die umrichtergeführte Erzeugungseinheit ein Verhalten einer Synchronmaschine emuliert und dafür kann eine virtuelle Synchronmaschine mit einem virtuellen Massenträgheitsmoment zu Grunde gelegt werden. Dieses Verhalten und/oder eine Vergrößerung des virtuellen Massenträgheitsmoments wird vorzugsweise nach einer Spannungswiederkehr aktiviert. Eine Aktivierung kommt auch beim Durchgang der pendelnden Frequenz durch die Vorfehlernetzfrequenz, also durch die Frequenz, die vor dem Fehler vorlag, in Betracht. Das entspräche einem Durchgang durch einen Gleichgewichtspunkt.

Als weitere Strategie wird auch eine aktive Schwingungsdämpfung vorgeschlagen.

Hierzu kommt bspw. eine Simulation eines Längswiderstandes in Betracht. Dieser führt zu einer spannungsabhängigen Einspeisewirkleistung durch den Einspeisestrom, der durch diesen Längswiderstand in der Simulation fließt. Es kommt auch eine Simulation einer frequenzabhängigen Last in Betracht, die somit zu einer frequenzabhängigen Einspeiseleistung bzw. Entnahmeleistung führt.

Auch andere aktive Dämpfungsverfahren kommen in Betracht, bei denen bspw. eine entsprechend modulierte Leistung eingespeist wird.

Die vorgeschlagenen Maßnahmen beziehen sich auf eine hybride Versorgungsstruktur, bei der gleichzeitig konventionell und umrichtergespeist eingespeist wird. Somit wird auch vorgeschlagen, die Umrichterdurchdringung zu berücksichtigen und davon abhängig die vorgeschlagenen Maßnahmen zu ergreifen.

Bei einem sehr hohen Anteil einer umrichtergespeisten Einspeisung, insbesondere >95%, wird gemäß einem Aspekt vorgeschlagen, auf eine schnellst mögliche Wirkleis- tungswiederkehr umzuschalten. Hier wird eine Instabilitätsneigung der Synchronmaschine in Kauf genommen, da in Netzen mit einer sehr hohen regenerativen Durchdringung die Wiederherstellung des Leistungsgleichgewichtes priorisiert werden muss. Hier liegt besonders die Erkenntnis zu Grunde, dass in einem solchen System die Schwungmasse gering, und die Frequenzsensitivität hoch ist. Es wurde somit erkannt, dass nach einem Netzfehlerereignis u.U. die Art der Wirkleistungswiederkehr von umrichtergespeisten Einspeisern, wie z.B. Photovoltaikanlagen (PV), Windenergieanlagen oder, Batteriespeichern, einen Einfluss auf die Stabilität von Synchronmaschinen hat. Es wurde auch erkannt, dass der Effekt stark abhängig ist von dem aktuellen Anteil von umrichterbasierten Einspeisern.

Bisher war ein Nach-Fehlerverhalten in den wenigsten Grid Codes konkret vorgeschrieben. Wenn überhaupt ist nur von einer möglichst schnellen Wirkleistungswiederkehr die Rede. Die resultierenden dynamischen Effekte bei den elektrisch benachbarten Synchronmaschinen wurden nicht beachtet und auch nicht der aktuelle Anteil, also die Penet- ration, von umrichterbasierten Einspeisern, also von umrichtergeführten Erzeugungseinheiten, im Gesamtnetz und in der Nähe der entsprechenden, zu steuernden Windenergieanlage.

Als ein angestrebtes Ziel wird somit auch angesehen, ein Fehlerdurchfahrverhalten und auch ein Nachfehlerverhalten (FRT- und Post-FRT-Verhalten) einer umrichtergesteuerten Einspeiseeinheit zukünftig von der momentanen Penetration des Netzes mit umrichtergesteuerten Einspeiseeinheiten abhängig zu machen und auf eine Instabilitätsneigung aktiv zu reagieren. Für dieses Ziel soll besonders folgende Möglichkeit realisiert werden:

Umrichtergesteuerte Erzeugungseinheiten reagieren mit angepassten Nachfehlerverhalten auf das Nachfehlerverhalten der in der Nähe befindlichen Synchronmaschinen. Besonders soll eine Systemstabilität und Stabilität elektrisch benachbarter Synchrongeneratoren bei einer lokal und global hohen Penetration mit umrichtergesteuerten Erzeugungseinheiten erreicht werden. Es soll auch erreicht werden, dass zukünftig mehr umrichtergesteuerte Erzeugungseinheiten errichtet und ans Netz angeschlossen werden dürfen, selbst wenn nur noch wenige direktgekoppelte Synchrongeneratoren am Netz in Betrieb sind.

Claims

Ansprüche

1. Verfahren zum Austauschen, insbesondere Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz ausweist, mittels einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit an einem Netzanschlusspunkt, umfassend die Schritte:

Einspeisen elektrischer Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann,

wobei die Steuerfunktion die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes steuert und

als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und einer zur Normalsteuerfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktion ausgewählt werden kann, und

die Normalsteuerfunktion ausgewählt wird, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet und

die Stützsteuerfunktion ausgewählt wird, wenn ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde, wobei

die Stützsteuerfunktion die eingespeiste Leistung so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, besonders einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators, bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwin- gung.

2. Verfahren nach Anspruch 1 ,

dadurch gekennzeichnet, dass

einer Schwingung entgegengewirkt wird, die hervorgerufen wird durch eine Reaktion wenigstens eines direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongenerators auf das Netzproblem, den Netzfehler bzw. das Netzfehlerende.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,

dadurch gekennzeichnet, dass

erfasst wird, ob wenigstens ein für den Netzanschlusspunkt schwingungsrelevanter Synchrongenerator mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelt ist, wobei ein für den Netzanschlusspunkt schwingungsrelevanter Synchrongenerator elektrisch so nah an dem Netzanschlusspunkt angeordnet ist und/oder so stark auf den Netzanschlusspunkt wirkt, dass eine Generatorschwingung des elektrischen Synchrongenerators, bei der der Synchrongenerator um einen Arbeitspunkt schwingt, an dem Netzanschlusspunkt messbar ist, insbesondere als Frequenzschwankung oder als Spannungsschwankung messbar ist.

Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

im elektrischen Versorgungsnetz, insbesondere am Netzanschlusspunkt, ein Frequenzgradient erfasst wird,

unmittelbar nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers eine Wirkleistungseinspeisung durch die umrichtergeführte Erzeugungseinheit wieder aufgenommen wird, bei der die Wirkleistungseinspeisung zeitlich ansteigend erhöht wird, wobei die Erhöhung gemäß wenigstens einer Vorschrift durchgeführt wird aus der Liste aufweisend

Erhöhen der Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit des erfassten Frequenzgradienten, wobei die Wirkleistungseinspeisung bei einem positiven Frequenzgradienten langsamer als bei einem negativen Frequenzgradienten erhöht wird,

Erhöhen der Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit des erfassten Frequenzgradienten so, dass sich die Erhöhung

mit zunehmenden Frequenzgradienten verzögert und

mit abfallenden Frequenzgradienten beschleunigt, und

Erhöhen der Wirkleistungseinspeisung in Abhängigkeit eines Scheitelwertes eines oszillierenden Frequenzgradienten so, dass bei Verringerung des Scheitelwertes mit abschwellender Frequenzoszillation das Erhöhen der Wirkleistungseinspeisung vergrößert wird.

Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

im elektrischen Versorgungsnetz, insbesondere am Netzanschlusspunkt, ein Frequenzwert erfasst wird, und

unmittelbar nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers eine Wirkleistungseinspeisung durch die umrichtergeführte Erzeugungseinheit wieder aufgenommen wird, bei der die Wirkleistungseinspeisung zeitlich ansteigend erhöht wird, wobei

die Erhöhung in Abhängigkeit eines Scheitelwertes der Netzfrequenz so erhöht wird, dass bei Verringerung des Scheitelwertes mit abschwellender Frequenzoszillation das Erhöhen der Wirkleistungseinspeisung vergrößert wird. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

unmittelbar nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers eine Blindleistung eingespeist wird und

zum Einspeisen der Blindleistung eine Blindleistungsfunktion verwendet wird, die einen Zusammenhang zwischen einer erfassten Spannung und der einzuspeisenden Blindleistung angibt, wobei zwischen einer ersten und einer zweiten Blindleistungsfunktion ausgewählt werden kann, und

die erste Blindleistungsfunktion ausgewählt wird, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet und

die zweite Blindleistungsfunktion ausgewählt wird, wenn eine Generatorschwingung eines für den Netzanschlusspunkt schwingungsrelevanten Synchrongenerators erfasst wurde oder wenn eine solche Generatorschwingung zu erwarten ist, wobei

die Blindleistung mittels einer spannungsabhängigen Blindleistungsstützfunktion eingespeist wird, und

die zweite Blindleistungsfunktion eine betragsmäßig größere Verstärkung zwischen der erfassten Spannung und der einzuspeisenden Blindleistung aufweist als die erste Blindleistungsfunktion, wobei insbesondere vorgesehen ist, dass

die Normalsteuerfunktion die erste Blindleistungsfunktion ist oder umfasst und

die Stützsteuerfunktion die zweite Blindleistungsfunktion ist oder umfasst.

Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

die Steuerfunktion, insbesondere die Stützsteuerfunktion, ein Verhalten einer virtuellen Synchronmaschine mit einer Schwungmasse mit einem vor- gebbaren Massenträgheitsmoment implementiert, wobei

das Verhalten der virtuellen Synchronmaschine wenigstens insoweit implementiert ist, dass

eine Erhöhung oder Verringerung der Netzfrequenz zu einer Verringerung bzw. Erhöhung der eingespeisten Wirkleistung führt und die Verringerung bzw. Erhöhung der eingespeisten Wirkleistung um so größer ist, je größer das Massenträgheitsmoment vorgegeben wird, insbesondere proportional zum vorgegebenen Massenträgheitsmoment ist und/oder

ein eingespeister Einspeisestrom bei einer Erhöhung oder Verringerung der Netzfrequenz der Netzspannung nacheilt bzw. voreilt und der Einspei- sestrom umso stärker nacheilt bzw. voreilt, um so größer das Massenträgheitsmoment vorgegeben ist.

Verfahren nach Anspruch 7,

dadurch gekennzeichnet, dass

unmittelbar nach dem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers, und/oder

wenn eine Pendelung der Netzfrequenz erfasst wird, beim Durchgang der pendelnden Frequenz durch eine Vorfehlernetzfrequenz, die vor dem Auftreten des Netzproblems bzw. Netzfehlers erfasst wurde,

das Verhalten der virtuellen Synchronmaschine aktiviert wird und/oder das Massenträgheitsmoment erhöht wird.

9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

in der Stützsteuerfunktion eine Dämpfungsregelung zur aktiven Schwin- gungsdämpfung implementiert ist und/oder dass

zum Einspeisen elektrischer Leistung eine Modulierung einer eingespeisten oder entnommenen Blindleistung dadurch erfolgt, dass die umrichtergeführte Erzeugungseinheit als Admittanz (YL) moduliert wird.

10. Verfahren nach Anspruch 9,

dadurch gekennzeichnet, dass

die Dämpfungsregelung wenigstens eine Funktion umfasst aus der Liste aufweisend

eine Simulation oder Emulation einer frequenzabhängigen Last und eine Simulation oder Emulation einer spannungsabhängigen Last.

1 1. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

eine Auswahl und/oder Parametrierung der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit einer Umrichterdurchdringung erfolgt, wobei die Umrichterdurchdringung ein Maß für den Anteil durch umrichtergesteuerter Einspeiser eingespeister Leistung zu insge- samt in das elektrische Versorgungsnetz eingespeister Leistung ist, besonders einschließlich durch direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchronmaschinen eingespeister Leistung.

12. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

die Stützsteuerfunktion eine Dämpfungsmaßnahme umfasst, insbesondere entspricht die Stützsteuerfunktion der Normalsteuerfunktion mit der ergänzten Dämp- fungsmaßnahme.

13. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,

dadurch gekennzeichnet, dass

bei einer Erkennung einer bzw. der Schwingung wenigstens einer Synchronmaschine im elektrischen Versorgungsnetz eine schnelle Wirkleis- tungswiederkehr durchgeführt wird, insbesondere eine schnellere Wirkleistungswiederkehr als durch die Stützsteuerfunktion vorgegeben werden würde, wenn ein hoher Umrichteranteil, insbesondere von wenigstens 90%, insbesondere wenigstens 95%, erkannt wurde, wobei dann

insbesondere ein Außertrittfallen einer direkt mit dem Netz gekoppelten Synchronmaschine in Kauf genommen wird.

14. Umrichtergeführte Erzeugungseinheit, insbesondere Windenergieanlage zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz ausweist, umfassend:

eine Einspeiseeinrichtung zum Einspeisen elektrischer Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann,

wobei eine Steuereinrichtung vorgesehen ist, in der die Steuerfunktion implementiert ist und wobei die Steuerfunktion die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes steuert und

eine Auswahleinrichtung vorgesehen ist, in der als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und einer zur Normalsteuerfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktion ausgewählt werden kann, und wobei die Auswahleinrichtung dazu vorbereitet ist, dass

die Stützsteuerfunktion die eingespeiste Leistung so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, besonders einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versor- gungsnetz verbundenen Synchrongenerators, bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwingung.

15. Umrichtergeführte Erzeugungseinheit, insbesondere Windenergieanlage nach Anspruch 14,

dadurch gekennzeichnet, dass

ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13 implementiert ist.

16. Windpark mit mehreren Windenergieanlagen, wobei

mehrere Windenergieanlagen nach einem der Ansprüche 14 oder 15 vorgesehen sind und/oder

- eine Parksteuereinheit vorgesehen ist, in der ein Verfahren nach einem der

Ansprüche 1 bis 13 implementiert ist, insbesondere, dass die Parksteuereinheit Leistungssollwerte basierend auf einem Verfahren der Ansprüche 1 bis 13 erzeugt und an die Windenergieanlagen überträgt, oder dass der Windpark eine zentrale Parkeinspeiseeinheit vorsieht, die durch die Parksteuer- einheit gesteuert wird.