WO2020008036A1 - Windenergiesystem und verfahren zum erkennen niederfrequenter schwingungen in einem elektrischen versorgungsnetz - Google Patents

Windenergiesystem und verfahren zum erkennen niederfrequenter schwingungen in einem elektrischen versorgungsnetz Download PDF

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WO2020008036A1
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gradient
frequency
voltage
test
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Kai BUSKER
Angelo MENDONCA
Aramis SCHWANKA TREVISAN
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Wobben Properties Gmbh
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Definitions

  • the present invention relates to a method for detecting low-frequency vibrations, in particular subsynchronous resonances, in an electrical supply network.
  • the invention also relates to a wind energy system, namely a wind energy installation or a wind farm with a plurality of wind energy installations, for carrying out a method for detecting low-frequency vibrations, in particular subsynchronous resonances, in an electrical supply network.
  • Wind energy systems namely wind energy plants or wind farms, are known and they generate electrical power from wind and feed it into an electrical supply network.
  • low-frequency vibrations are vibrations between two elements or areas in the electrical supply network, one can also speak of subsynchronous resonances.
  • low-frequency vibrations, including subsynchronous resonances can be caused in particular by the vibration behavior of one or more synchronous generators directly coupled to the electrical supply network.
  • the low frequency of the vibrations can also result in the fact that such low-frequency vibrations can only be detected or recognized comparatively late, or make a long evaluation time necessary.
  • the German Patent and Trademark Office researched the following prior art: DE 10 2014 200 740 A1 and WO 2013/102791 A1.
  • the invention is therefore based on the object of addressing at least one of the above problems.
  • a solution is to be proposed that enables low-frequency vibrations to be quickly recognized in the electrical supply network for wind energy systems.
  • At least an alternative solution to previously known solutions is to be proposed.
  • a method for detecting low-frequency vibrations in an electrical supply network is proposed.
  • subsynchronous resonances are to be recognized as low-frequency vibrations, but other low-frequency vibrations are also possible.
  • An electrical supply network is assumed that has a network voltage with a nominal network frequency.
  • the low-frequency vibrations to be detected have a lower frequency than the nominal network frequency.
  • the low-frequency vibrations therefore preferably have a lower frequency than the fundamental frequency of the electrical supply network.
  • the low-frequency vibrations can have values of 1 Hz and less. However, they can also reach up to five times the nominal network frequency.
  • Low-frequency vibrations are vibrations with a frequency of at most five times the nominal network frequency, preferably with a frequency that corresponds at most to the nominal network frequency.
  • the low-frequency oscillation has no frequency that corresponds to a multiple of the nominal network frequency. It should be noted that the examination and consideration of low-frequency vibrations is used in particular to investigate or to ensure system stability of the electrical supply network. This differs from an assessment of the network quality or signal quality of the voltage signal in the electrical supply network, in which harmonics are particularly important.
  • At least one electrical signal of the electrical supply network be recorded as at least one test signal.
  • An electrical voltage and in particular or alternatively an electrical current are particularly suitable as the electrical signal.
  • a three-phase voltage at a network connection point can be recorded as the electrical voltage, or an electrical voltage that is equivalent, in particular proportional, to the electrical voltage at the network connection point.
  • This wind energy system can feed into the electrical supply network at a grid connection point and record the voltage there.
  • a transformer is also used to transform the voltage from the wind energy system up to the level in the electrical supply network.
  • the electrical voltage on the low-voltage side of the transformer can also be used here.
  • An output voltage on an inverter can also be used regularly for the grid voltage, namely especially the electrical voltage at the network connection point of the electrical supply network, representative voltage.
  • the electrical current fed into the electrical supply network is used as the electrical current.
  • This current is also preferably taken up in three phases.
  • This electrical current fed into the electrical supply network can in particular be an electrical current generated by the wind energy system.
  • the at least one recorded test signal is filtered and / or transformed into at least one test signal.
  • a filtering or transforming comes into consideration here in particular that, in addition to measuring noise, the fundamental frequency of the test signal is also filtered, namely ideally eliminated.
  • the nominal network frequency is to be regarded as the basic frequency here, that is usually a frequency of 50 Hz or 60 Hz.
  • a low-frequency signal can be superimposed here, which can lead to a slight fluctuation.
  • the detected variables are preferably transformed into space pointer sizes and the space pointer sizes thus transformed are then used further, in particular further filtered.
  • such variables can also be constant at a constant operating point. If, however, low-frequency vibrations occur, they can be reflected in changes in these detected variables, especially in changes in the respective space vector size.
  • the at least one test signal is derived in time in order to obtain a gradient signal in each case. If the test signal reproduces the effective value of the test signal, for example, the derivation of such a test signal would ideally be 0, namely if the test signal were ideally sinusoidal and without fluctuations. If, however, at least one low-frequency oscillation is superimposed, this can emerge from the time derivative of the test signal.
  • the gradient signal obtained by the time derivation then not only has the value 0, but essentially shows the derivation of the superimposed signal.
  • test criterion is a test limit that can be specified and that the test criterion is met if this specified test limit is exceeded.
  • the evaluation is ultimately carried out via the evaluation of the gradient signal. The time derivative is therefore checked from the at least one filtered or transformed test signal and if this at least exceeds a test limit for the test signal of one of the signals, the existence of a low-frequency oscillation is assumed. Whether a low-frequency oscillation is present is therefore only recognized via the gradient formation.
  • the gradient formation is not applied to an already recognized oscillation, for example in order to recognize whether the oscillation is increasing or decreasing, but rather the oscillation is recognized at all by the gradient formation.
  • the comparison of the gradients recorded in this way with a test limit forms a test for absolute values. An oscillation is therefore already assumed when this test limit is exceeded. It is not necessary to consider the further development of the vibration. This also enables a quick detection to be realized, because a single exceeding of the test limit can be sufficient to detect the vibration.
  • the criterion is also easy to implement. This method is particularly well suited for online use. Values can be recorded continuously, the at least one electrical test signal can thus be continuously recorded and it can also be continuously filtered or transformed and this in turn can be derived continuously over time.
  • This derivation can be continuously subjected to the test criterion, in particular, this gradient signal can be continuously compared with a predefined test limit. Fulfilling the test criterion, in particular exceeding the test limit, can therefore trigger a measure immediately. In particular, a support measure can be triggered immediately. For example. power supply can be reduced immediately. It is also possible for a controller parameterization to be changed immediately, namely from a controller with a low time constant and / or weakly damped behavior to a controller with a larger time constant and / or more damped behavior.
  • the gradient signal can also be obtained by performing a difference formation of temporally spaced values of the test signal.
  • the difference between each sample value corresponds to the time derivation anyway.
  • a difference is formed for a predetermined difference period, which is preferably greater than a sampling interval.
  • Such a difference can be successively repeated accordingly.
  • Such differences are preferably carried out in predetermined time windows. Noise can also be suppressed in this way.
  • Such a formation of differences in time windows can act like filtering and can be set by the size of the time window.
  • a gradient maximum value be specified as the test criterion and that the presence of the low-frequency oscillation is recognized if the gradient signal exceeds the gradient maximum value at least once.
  • the presence of the low-frequency oscillation is recognized when the gradient signal is above the gradient maximum value for at least a predetermined minimum period.
  • the duration of one or two sampling steps can already be selected as the predetermined minimum period. Then, the presence of the low-frequency oscillation is only recognized when the gradient signal is above the maximum gradient value for at least two measured values, or at least for three measured values.
  • the maximum gradient value can also depend on a test period over which the gradient is formed and which is described below.
  • the gradient maximum value is preferably also selected with regard to the test period so that it corresponds to a maximum oscillation amplitude of the electrical signal to be tested.
  • the gradient maximum value is preferably selected from a range which corresponds to a range from 0.1% to 2% of the corresponding maximum oscillation amplitude. According to one embodiment, it is proposed that a difference between the maximum and minimum value of the test signal be used as the gradient signal in a test period under consideration. Accordingly, a test period is specified in which the gradient signal is viewed.
  • the difference between two values that are separated by a predetermined time interval is not considered, but the minimum and maximum value of the test signal that occurs in this test period is considered and its difference is used as a gradient signal, in particular compared to a predetermined test limit ,
  • the test period is chosen so that there are 10 or more values or in particular up to 50 values of the gradient signal. This enables a clearly defined test criterion to be set up and, with a high sampling rate, the period until which the test criterion is checked is comparatively short.
  • the test period under consideration is preferably used as a sliding window and is thus shifted one scanning step further in each new scanning step, and the test signal then located in the window is evaluated accordingly.
  • a test limit especially for a vibration amplitude
  • the test limit is therefore preferably not included compared to an absolute value, but it is compared with a maximum oscillation amplitude.
  • Such an oscillation amplitude basically describes the distance between a positive and a negative envelope of an oscillating signal. If a signal fluctuates, for example, by a value of 10, to name just one example, and in the extreme case the signal fluctuates from the value 9 to the value 1 1 and back, the oscillation amplitude would have the value 2 in this example. If, in order to stay with this illustrative example, the associated test limit, for example the value 3, this test limit would not have been reached. If the value of the test limit were 1, 5, for example, it would have been reached.
  • a mains voltage of the electrical supply network in particular three-phase
  • a feed current in particular three-phase
  • fed into the electrical supply network is recorded as a second test signal, and in particular the first and second test signal in at least one test signal be transformed.
  • Information about low-frequency vibrations can be detected via the grid voltage, in particular at the relevant grid connection point, and the feed-in current, which a wind energy system in particular feeds into the electrical supply network. It is particularly important to take into account that a low-frequency oscillation can regularly affect the oscillation of electrical power in the electrical supply network.
  • the input power and the input reactive power can thus be recorded by detecting the feed current and at the same time detecting the mains voltage, that is to say the voltage with which the feed current is fed in. From this in turn, the oscillation of power in the electrical supply network can be derived or it can be detected thereby.
  • This detected mains voltage and this detected feed-in current are preferably transformed into at least one test signal. It is also possible to transform them into a common test signal or to transform them together into several test signals. A transformation into an active power signal as a test signal and / or a reactive power signal as a test signal is particularly suitable.
  • Such a first and second test signal that is to say the detected mains voltage and the detected fed-in feed current, are preferably transformed into a voltage signal, an active power signal and a reactive power signal, which then form a voltage test signal, active power test signal or reactive power test signal.
  • the voltage signal then represents the mains voltage, the active power signal the active power fed in and the reactive power signal the reactive power fed in.
  • test signals are then derived in time in order to obtain a gradient signal, namely a voltage gradient signal, an active power gradient signal and a reactive power gradient signal.
  • the time derivation can also be realized in each case by forming a difference, or instead of the time derivation, a difference is formed for values separated by time.
  • the voltage gradient signal, the active power gradient signal and the reactive power gradient signal are then checked for the presence of a low-frequency oscillation.
  • the test is carried out in such a way that the presence of a low-frequency oscillation is assumed if a low-frequency oscillation was detected at least in the voltage gradient signal and the active power gradient signal, or if a low-frequency oscillation was detected in the voltage gradient signal and the reactive power gradient signal. It is also contemplated that a low frequency oscillation is assumed if a low frequency oscillation was detected in all three gradients, i.e. if a low frequency oscillation was detected in the voltage gradient signal, in the active power gradient signal and in the reactive power gradient signal.
  • the positive test of the presence of a low-frequency oscillation in at least two of the gradient signals mentioned avoids in particular that a measurement error or excessive noise already leads to incorrect detection of low-frequency oscillations.
  • the simultaneous test in the voltage gradient signal on the one hand and the active power gradient signal or the reactive power gradient signal on the other hand has been recognized as advantageous because the voltage gradient signal can quickly detect fluctuations in the voltage signal, which may not be related to low-frequency vibrations.
  • the current component is also taken into account and not only voltage fluctuations are recognized, which can also have another cause and do not necessarily have to indicate a low-frequency oscillation immediately.
  • a network frequency of the electrical supply network is detected as a further test signal, the further test signal is transformed into a frequency signal as a frequency test signal, and the frequency test signal is derived in time, or a difference is formed in order to obtain a frequency gradient signal.
  • the frequency gradient signal and in particular at least one further gradient signal are then checked for the presence of a low-frequency oscillation, in particular in such a way that the presence of a low-frequency oscillation is assumed if a low-frequency oscillation was detected in the frequency gradient signal and in at least one of the gradient signals, namely in one Voltage gradient signal, an active power gradient signal and / or a reactive power gradient signal.
  • the network frequency is recorded and evaluated as such as a signal.
  • a signal would ideally be constant, especially at 50Hz or 60Hz. In fact, however, it will fluctuate and this fluctuation, to put it graphically, forms the frequency signal.
  • Such a frequency signal can then basically be processed like the other signals described.
  • the frequency signal it is possible not only to evaluate the frequency signal, but also to take into account at least one further signal, in particular the active power gradient signal.
  • the detection of the low-frequency vibration can be additionally secured.
  • these variables can also be taken into account as effective values.
  • a transformation can take place in each case in its effective values, and then only the fluctuation of the effective values is considered by deriving them.
  • a three-phase mains voltage is recorded as a test signal for the detection of the at least one electrical signal of the electrical supply network, and a constant, in particular a space vector size of the voltage is formed therefrom via a transformation, in particular that a positive sequence system voltage according to the method of symmetrical components is determined, which forms a test signal and / or a three-phase feed-in current is detected as a test signal and a co-system current is determined therefrom according to the method of symmetrical components, which forms a test signal.
  • the transformation thus determines a constant size, that is to say a non-oscillating variable, which can therefore also be referred to as a DC variable, which basically describes a sinusoidal signal by means of a fixed variable.
  • a DC variable which basically describes a sinusoidal signal by means of a fixed variable.
  • a transformation according to the method of symmetrical components is proposed for the mains voltage and / or the feed current as a transformation into a test signal, in which case only the co-system component, ie basically the symmetrical component, is considered. It was particularly recognized that this transformation using the method of symmetrical components basically results in an effective value which is therefore an equivalent value and which can be used as a description of the basic component. Actual fluctuations, in particular power fluctuations, which are not limited to asymmetries, are then superimposed on this symmetrical component and can then be easily recognized by the suggested time derivation of these test signals.
  • the three-phase voltage or the three-phase current is also considered to be only one component in a simple manner known from other applications. Especially for the further processing and later application of a test criterion, the question does not arise how to apply a single criterion to three phases. It was also recognized that such a transformation, in particular a transformation in co-system and counter-system components, has a filtering effect and thereby particularly high-frequency components are filtered out and that there is sufficient bandwidth for the detection of low-frequency signals. However, other transformations are also possible, such as a d / q transformation, which can also lead to an equivalent value if the reference frequency is selected accordingly.
  • the same size or space vector size of the voltage or the system voltage and the size or space vector size of the current or the system current is transformed into a voltage signal, an active power signal and reactive power signal as a voltage test signal, active power test signal or reactive power test signal.
  • the system voltage can form the voltage test signal directly.
  • the positive sequence current can, together with the positive sequence voltage, be further transformed into an active power signal and a reactive power signal.
  • the electrical supply network is preferably fed into the electrical supply network by means of a wind energy plant or a wind farm, and low-frequency vibrations are detected by means of the wind energy plant or by means of the wind farm. It was particularly recognized here that a wind energy installation or a wind farm can act as very fast control units in the electrical supply network and it can therefore be advantageous to use them to detect low-frequency vibrations. Details of such wind turbines or wind farms are described below.
  • a vibration caused in the electrical supply network is recognized if a low-frequency vibration was detected in the voltage gradient signal and the active power gradient signal or in the voltage gradient signal and the reactive power gradient signal, and these detected low-frequency vibrations have the same vibration frequency, in particular additionally it is checked whether the mains frequency oscillates at the same oscillation frequency.
  • a low-frequency vibration can have different causes and that it can also depend on how such vibrations are to be handled. If a feeder, especially a wind power plant or a wind farm, has caused vibrations, the reason for the vibration is particularly to be found in the dynamics of the wind power plant or the wind farm. It can then also be assumed that the vibrations must be able to be remedied by the wind energy installation or the wind farm.
  • the cause of the vibration then does not necessarily have to lie directly in the area of the feed, but can also relate to a mechanical vibration and / or a vibration in the generator. However, if the cause of the vibration lies in the electrical supply network, the wind energy installation or the wind farm can be used, if at all, to carry out vibration damping, that is to say reduction. In addition, such damping will essentially affect the feed. Therefore, the differentiation of the cause of vibration has been recognized as important.
  • the cause of the vibrations in the electrical supply network is to be sought when at least two of the signals mentioned are recorded simultaneously. Vibrations of the grid voltage and the grid frequency in particular indicate a vibration in the electrical supply network, whereas the active power signal, i.e. the fed-in active power, and the reactive power signal, i.e. the fed-in reactive power, tend to indicate vibrations in the feed unit, particularly in the wind power plant or the Indicate wind farm.
  • the oscillations of the mains voltage and / or the mains frequency have the same oscillation frequency as the oscillations of the active and / or reactive power, then there is an oscillation that affects the feed-in unit, especially the wind turbine or the wind farm, but its cause in the electrical supply network Has. For example. it may be that large electrical consumers that are connected to the electrical supply network interfere with network operation, for example due to power fluctuations and thereby trigger the vibrations.
  • the method is characterized in that a difference between the maximum and minimum value of the corresponding test signal is used in each test period as a voltage gradient signal, active power gradient signal and reactive power gradient signal and an identical oscillation frequency is recognized by using the same test period and / or -
  • the respective time intervals between the maximum and minimum value of the corresponding test signal for the voltage gradient signal, the active power gradient signal and the reactive power gradient signal are the same or similar.
  • the detection of the low-frequency oscillation by means of gradient formation can be carried out in a simple and efficient manner by binding the difference between two signal values, namely the maximum and the minimum. This is based on a test period that can be set to the distance between the two values, that is, the maximum and minimum values, and thus the oscillation frequency can also be formed directly. For a check on same frequency is but that is not necessary either, then the time intervals are the same, and the assigned frequencies are also the same.
  • the method is characterized in that a gradient quotient is formed as the quotient of two gradient signals and is recognized depending on the gradient quotient for an oscillation caused in the electrical supply network.
  • the wind energy installation or the wind farm is used as the feed unit and it is examined whether a vibration caused in the electrical supply network or a vibration caused in or by the feed unit is to be assumed.
  • a voltage-active power quotient dU / dP is formed as the gradient quotient as a quotient between the voltage gradient signal and the active power gradient signal and / or that a voltage-reactive power quotient dU / dQ is formed as the quotient between the voltage gradient signal and the reactive power gradient signal.
  • a vibration caused in the electrical supply network is recognized when the voltage-active power quotient dU / dP and / or the voltage-reactive power quotient dU / dQ are negative.
  • a further embodiment proposes a method which is characterized in that vibrations are classified and a found vibration classification is output. The following are particularly considered as vibration classifications:
  • a low-frequency oscillation was recognized for one or the mains voltage signal and one or the active power signal.
  • a low-frequency oscillation was recognized for the mains voltage signal and one or the reactive power signal.
  • a low-frequency vibration was detected for the voltage signal, the active power signal and the reactive power signal.
  • a low-frequency oscillation was recognized for the mains frequency and also for the voltage signal, the active power signal and / or the reactive power signal.
  • the vibration classifications simply indicate the signals for which a low-frequency vibration was recognized.
  • the recipient of this vibration classification can then derive further qualified conclusions from this.
  • An oscillation of the mains voltage together with an oscillation of the fed-in active power can indicate a power oscillation in the electrical supply network, or an oscillation triggered by a change in the active power balance in the electrical supply network.
  • an oscillation of the mains voltage together with an oscillation of the fed reactive power may indicate a problem of voltage stabilization in the electrical supply network, to name another example.
  • a wind energy system is also proposed.
  • the wind energy system can be a single wind energy installation or a wind farm with several wind energy installations. It is prepared for the detection of low-frequency vibrations, in particular subsynchronous resonances, in an electrical supply network.
  • the electrical supply network is based on the assumption that it has a network voltage with a nominal network frequency and that the low-frequency vibrations to be detected have a lower frequency than the nominal network frequency.
  • the proposed wind energy system comprises a detection device for detecting at least one electrical signal of the electrical supply network as at least one test signal.
  • a measuring device at the output of an inverter and / or at the grid connection point at which the wind energy system feeds into the electrical supply network is proposed here.
  • the detection device is preferably set up to detect a voltage, in particular the mains voltage of the electrical supply network.
  • the detection device be provided for detecting an electrical current that is fed in.
  • the wind energy system comprises a filter unit for filtering and / or transforming the at least one detected test signal into at least one test signal.
  • a digital filter or a digital transformation unit comes into consideration, in particular to filter or transform the at least one test signal, if this is present as a digital signal.
  • a filter comes into consideration which filters out frequencies which are at and above the nominal network frequency in order to achieve in particular that frequencies of the expected low-frequency vibrations are retained.
  • a transformation which also functions in whole or in part as a filter in order in particular to transform an effective value of the detected variable.
  • Such a transformation into the effective value can be considered, in particular, when a line voltage or a current fed in is recorded as a test signal. Basically, the fundamental is filtered out or transformed out of the respective test signal.
  • a derivation unit is provided for deriving the at least one test signal in time in order to obtain a gradient signal in each case. Every test signal is thus through changed this derivation unit into a gradient signal.
  • the derivation can also be carried out by forming a difference or, instead of deriving, a difference can be formed by temporally spaced values of the test signal.
  • a time interval can be specified, for example, by which two values of the test signal are to be spaced, if the difference is to be carried out between them.
  • the filter unit Ideally, only a derivation of any low-frequency vibrations present is then present in the gradient signal, when the basic signal, that is to say in particular a 50 Hz signal or a 60 Hz signal, has ideally been removed by the filter unit.
  • the respective signals, in particular the superimposed signals, can be better recognized by the derivation.
  • a detection unit for detecting the presence of a low-frequency vibration. This works in such a way that when the gradient signal or at least one of the gradient signals fulfills a predetermined test criterion, the presence of a low-frequency oscillation is recognized.
  • a test limit is specified as the specified test criterion and the test criterion is met if the at least one specified test limit is exceeded. In particular, if a predetermined test limit was exceeded by the gradient signal.
  • the wind energy system in particular the detection unit, thus operates in such a way that low-frequency vibrations are detected by considering and evaluating the change of at least one filtered test signal.
  • the detection device, the filter unit, the derivation unit and / or the detection unit can preferably be combined in a process computer and in particular in a control device. It is also possible to consider these elements as program code.
  • the wind energy system works in such a way that it implements a method according to at least one embodiment described above.
  • the wind energy system has a control device and the control device is prepared to carry out a method according to an embodiment described above.
  • the method can be implemented in the control device for this purpose.
  • a method for recognizing low-frequency vibrations and / or a wind energy system for recognizing low-frequency vibrations is also prepared to react in the event of one or more detected low-frequency vibrations, in particular to dampen the electrical supply network.
  • the feeding of electrical power, in particular electrical active power, into the electrical supply network is reduced, in particular by 30% -70%, preferably 50%.
  • the electrical supply network can be calmed with regard to low-frequency vibrations. It should be emphasized here in particular that no detailed information about the detected low-frequency vibration is required. It is sufficient to carry out the proposed steaming measure, ie to trigger it as soon as a low-frequency oscillation has been detected.
  • a damping measure is activated in which, for example, a modulated power is fed in.
  • the decay of the one or more detected low-frequency vibrations is assumed when the at least one gradient signal has fallen below a predetermined termination limit, which is in each case less than the test limit.
  • the termination limit is in each case at least less than 80% of the test limit, in particular in each case less than 50% of the test limit.
  • the detection of the presence of a low-frequency oscillation is assumed if a predetermined test limit is exceeded, but the decay of the low-frequency oscillation is not yet assumed if this predefined test limit is undershot again. Rather, the gradient signal must be significantly smaller than the specified test limit and the specified termination limit is proposed for this, which is selected to be significantly smaller than the test limit. In particular, it should have a maximum of 80%, preferably a maximum of 50% of the test limit.
  • test limit When checking a plurality of gradient signals, that is to say when several test signals have been recorded, an individual test limit can be provided for each gradient signal his.
  • termination limits which are correspondingly individual.
  • a test limit and a termination limit are preferably assigned to each gradient signal, the respective termination variable being smaller than the test limit of the same gradient signal.
  • damping measures that were triggered upon detection of a low-frequency oscillation be ended when the low-frequency oscillations have decayed.
  • the damping measures can therefore be initiated when a gradient signal exceeds the predetermined test limit and they can be terminated when the same gradient signal falls below its termination limit.
  • Figure 1 shows a wind turbine in a perspective view.
  • Figure 2 shows a wind farm in a schematic representation.
  • FIG. 3 schematically shows a sequence structure of a method according to one embodiment.
  • Figure 4 shows a schematic diagram of several test signals
  • FIG. 5 shows a wind energy system with a control device.
  • FIG. 1 shows a wind energy installation 100 with a tower 102 and a nacelle 104.
  • a rotor 106 with three rotor blades 108 and a spinner 110 is arranged on the nacelle 104.
  • the rotor 106 is set into a rotary movement by the wind and thereby drives a generator in the nacelle 104.
  • FIG. 2 shows a wind farm 1 12 with three wind turbines 100 as an example, which can be the same or different.
  • the three wind energy plants 100 are therefore representative of basically any number of wind energy plants of a wind farm 1 12.
  • the wind energy plants 100 provide their output, namely in particular the electricity generated, via an electrical parking network 1 14.
  • the respectively generated are Currents or powers of the individual wind energy plants 100 are added up and mostly a transformer 116 is provided, which transforms up the voltage in the park in order to then feed into the supply network 120 at the feed-in point 118, which is also generally referred to as PCC.
  • FIG. 2 is only a simplified illustration of a wind farm 1 12, which shows no control, for example, although of course there is a control.
  • the parking network 114 can also be designed differently, for example, in that, for example, there is also a transformer at the output of each wind energy installation 100, to name just one other exemplary embodiment.
  • FIG. 3 shows in process structure 300 method steps for the method for recognizing low-frequency vibrations. Accordingly, a voltage detection block 302 and a current detection block 304 are initially provided.
  • the voltage detection block 302 receives the three phase voltages Ui, U2 and U3 and forwards a common voltage signal U to a filter block 306.
  • the three phase voltages Ui, U2 and U3 can be recorded especially as a line voltage at a line connection point.
  • the current detection block 304 receives the three phase currents h, I2 and I3 and forwards a common current signal I to the filter block 306.
  • the three phase currents h, I2 and I3 can in particular have been recorded as feed currents which a wind energy system has generated and feeds into the electrical supply network at the same grid connection point, to which the three phase voltages Ui, U2 and U3 were also recorded.
  • a filtering of the common voltage signal U obtained and the common current signal I obtained is then carried out first.
  • This filtering is tailored to the frequency spectrum that is of interest.
  • the filter is designed so that low-frequency vibrations can be maintained as far as possible and are not filtered out.
  • the signals thus filtered are converted into a rms voltage value Um, an effective power rms value P m and a reactive power rms value Q m . All of these three values are output as signals, that is to say as a voltage signal, active power signal and reactive power signal, each signal representing the effective value of the relevant variable as a function of time. These signals output by filter block 306 can form test signals. These three RMS signals are input to deriving block 308. In the derivation block 308, gradients are determined for the RMS values by derivation or difference formation, and these gradients are each compared with a test limit.
  • the deriving block 308 outputs a corresponding signal, which is referred to here as a trigger signal.
  • the signal is called a trigger signal because it can still be used to trigger reactions.
  • Such triggering reactions can be to take damping measures and, additionally or alternatively, can be a safety shutdown of the wind energy system using this method. It is also possible for the trigger signal to always be output, but depending on the situation detected, that is to say depending on whether a low-frequency oscillation has been detected, has a different value or has a different signal amplitude.
  • FIG. 4 schematically shows the course of three test signals, namely the voltage test signal Um, the active power test signal P m and the reactive power test signal Q m , for measurements taken over a period of about 30 seconds.
  • These three test signals correspond to the three RMS signals Um, P m and Q m according to FIG. 3, which the filter block 306 outputs there.
  • FIG. 4 also shows in the diagram a trigger signal that corresponds to the trigger signal T hg according to FIG. 3 that the deriving block 308 outputs there.
  • the three test signals Um, Pm and Q m are shown standardized, namely standardized to nominal values.
  • the numbers are shown as "milli", so that the scale ranges from -1000 to +1000 instead of -1 to +1.
  • derivations are also formed from these three test signals for further evaluation, especially in the derivation block 308, before a further evaluation takes place. These derivatives are not shown here for the sake of simplicity. It can be seen in FIG. 4 that all three test signals initially have few vibrations.
  • the voltage test signal Um and the reactive power test signal Q m initially initially initially have a constant value. So constant reactive power is fed in.
  • the voltage test signal Um drops slightly, the drop being less than 1%.
  • the active power test signal shows a slightly increasing value. This increase can also be attributed to increasing wind speeds. However, the increase of around 3% in 15 seconds is comparatively small, and in any case does not allow conclusions to be drawn about low-frequency vibrations. Shortly before time h it can be seen that all three test signals have increasing oscillations. In the graph of the schematic representation according to FIG. 4, the increase in the oscillations appears to be obvious and easily recognizable. However, this relationship cannot easily be identified for automatic evaluation by means of a process computer. It is therefore proposed to derive these three test signals, namely the voltage test signal Um, the active power test signal P m and the reactive power test signal Q m . With such a derivation, which is however not shown in FIG. 4, the vibrations then emerge more intensely. The derivatives then become so large at time h that they exceed their respective test limits and were therefore recognized for the presence of a low-frequency oscillation.
  • both criteria are met at time t1.
  • the trigger signal T g shows at the time ti that the trigger signal T rig jumps from 0 to the value 1. If only one of the criteria is met, the trigger signal Thg assumes a smaller value, but which is significantly greater than zero, e.g. 0.8.
  • the trigger signal Thg assumes the value 0 only if none of the criteria is met. For this reason, the trigger signal Thg partially drops to this smaller value of approximately 0.8, because there the active power test signal or the reactive power test signal in the time ranges dropped below their test limit. The voltage test signal did not drop below its test limit during the entire time shown from time h, because in that case the trigger signal T rig would have dropped to the value 0.
  • the trigger signal T rig does not assume the value 0, a damping measure is initiated, or even a wind energy system is shut down, or even the wind energy system is disconnected from the electrical supply network.
  • FIG. 5 shows an illustration of a wind energy installation 500 with a control device 502, which, like the inverter 504 just shown, is to be regarded as part of the wind energy installation 500 and could, for example, be arranged in the tower 506 of the wind energy installation, with the inverter 504 and the only for the sake of clarity Control device is shown outside the remaining wind turbine 500.
  • a control device 502 which, like the inverter 504 just shown, is to be regarded as part of the wind energy installation 500 and could, for example, be arranged in the tower 506 of the wind energy installation, with the inverter 504 and the only for the sake of clarity Control device is shown outside the remaining wind turbine 500.
  • the inverter 504 receives power generated from the wind as a DC voltage signal and executes the inverter based thereon and generates a three-phase feed current li, 2,3 at a three-phase voltage U-1,2,3. This can be fed via a transformer 508 into the electrical supply network 510 at a network connection point 512 indicated there.
  • current and voltage can first be measured with an indicated measurement sensor 514 and transferred to the detection device 526.
  • the detection device 516 and the measurement sensor 514 can also form a common unit.
  • the detection device 516 thus detects at least one test signal from the transferred measurements.
  • voltage and current can each form a test signal.
  • This test signal or here these test signals are then passed to the filter unit 518, which carries out filtering and in particular carries out this filtering in such a way that essentially only signal components with desired frequencies remain, namely in the range of the expected low-frequency vibrations.
  • These signals filtered in this way are used as test signals and transferred to the derivation unit 520.
  • the symbol of the derivation unit 520 indicates a time-continuous derivation, but of course, especially when discrete signals are present, a discrete derivation by difference formation can also be considered.
  • the signal or signals derived in this way is transferred to the recognition unit 522, which then checks a predetermined test criterion, in particular for each received derived test signal, checks whether a predetermined test limit has been exceeded in each case.
  • the recognition unit 522 can transmit a trigger signal to a process computer 524.
  • the process computer 524 basically controls the inverter, possibly takes on further control tasks, and can also make this control dependent on the trigger signal received by the recognition unit 522. Particularly when one low-frequency oscillation or several low-frequency oscillations have been detected, the process computer 524 can control the inverter 504 accordingly in a modified manner, for example by specifying a reduction in the power to be fed in. For this purpose, which is not shown in FIG. 5, the process computer 524 can also carry out further controls in the wind energy installation, such as, for example, adjusting the rotor blades in order to also draw correspondingly less power from the wind. In addition or alternatively, it is possible that in the event of detected low-frequency vibrations to protect the wind energy installation, the feeding is stopped and, if necessary, a safety switch is opened, which, however, is not shown in FIG.
  • Wind turbines can also help stabilize the energy system or, if handled incorrectly, even destabilize it. It should be noted that the lifespan of a wind turbine can be around 25 years and during this time the energy system can also change and develop significantly.
  • the proposed method can also be implemented as an algorithm in a control device, in particular a process computer.
  • a central parking computer or a central parking control unit on which the method can be implemented can also be considered.
  • the detection device, filter unit, derivation unit and detection unit, as illustrated in FIG. 5, can also be combined in a common control unit or implemented as algorithms or software blocks.
  • the proposed algorithm or the proposed method is based in particular on the analysis of voltage and power gradients. Incidentally, evaluations can be carried out on site at the wind energy installation or in the wind farm, or also in a remote monitoring center. It is then possible for the necessary data to be transferred via SCADA.
  • the proposed method can also be used for consumer units, and in principle also for conventional power plants.
  • consumer units may change their behavior if low-frequency vibrations are detected or may disconnect from the electrical supply network.
  • a solution is also created that enables a method for online detection of energy system vibrations.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz (510), wobei das elektrische Versorgungsnetz (510) eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist, umfassend die Schritte: Erfassen wenigstens eines elektrischen Signals des elektrischen Versorgungsnetzes (510) als wenigstens ein Testsignal und Filtern und/oder Transformieren des wenigstens einen erfassten Testsignals in wenigstens ein Prüfsignal, zeitliches Ableiten des wenigstens einen Prüfsignals oder Differenzbildung zeitlich beabstandeter Werte des Prüfsignals, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten, Erkennen auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung, wenn das Gradientensignal bzw. wenigstens eines der Gradientensignale ein vorgegebenes Prüfkriterium erfüllt, insbesondere wenigstens eine vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird.

Description

Windenergiesystem und Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen in einem elektrischen Versorgungsnetz
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz. Die Erfindung betrifft auch ein Windenergiesystem, nämlich eine Windenergieanlage oder einen Windpark mit mehreren Windenergieanlagen, zum Durchführen eines Verfah- rens zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz.
Windenergiesysteme, nämlich Windenergieanlagen oder Windparks, sind bekannt und sie erzeugen elektrische Leistung aus Wind und speisen diese in ein elektrisches Versorgungsnetz ein. Der Anteil elektrischer Leistung, die durch Windenergiesysteme in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird, an der insgesamt in das elektrische Versorgungsnetz eingespeisten Leistung, nimmt heutzutage in meisten elektrischen Versorgungsnetzen zu. Damit kommt solchen Windenergiesystemen auch zunehmend eine Bedeutung zum Stützen des elektrischen Versorgungsnetzes zu.
Ein Problembereich, bei dem eine Stützung durch Windenergiesysteme hilfreich wäre, ist das Auftreten niederfrequenter Schwingungen. Insoweit diese niederfrequenten Schwingungen Schwingungen zwischen zwei Elementen oder Bereichen im elektrischen Versorgungsnetz sind, kann auch von subsynchronen Resonanzen gesprochen werden. Jedenfalls können niederfrequente Schwingungen, einschließlich subsynchroner Resonanzen besonders durch das Schwingverhaltens eines oder mehrerer direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchrongeneratoren verursacht sein.
Während konventionelle Großkraftwerke, die solche direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelte Synchrongeneratoren aufweisen, ggf. über die Einstellung oder Regelung ihrer direkt gekoppelten Synchrongeneratoren einen solchen Effekt besonders auch unter Berücksichtigung der physikalischen Eigenschaften des jeweils verwendeten direkt gekoppelten Synchrongenerators begegnen, speisen moderne Windenergiesysteme grundsätzlich mittels Frequenzwechselrichtern bzw. Frequenzumrichtern in das elektrische Versorgungsnetz ein. Physikalische Effekte des direkt gekoppelten Synchrongenerators als Reaktion auf Änderungen im Netz, die unmittelbar Strom und Spannung beeinflussen können, wie sie von direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchron- generatoren bekannt sind, treten bei der Einspeisung mittels Wechselrichtern bzw. Frequenzumrichtern nicht auf. Stattdessen kann durch die Einspeisung mittels Wechselrichter im Wesentlichen der eingespeiste Strom nach Betrag, Frequenz und Phase vorgegeben werden.
Für Windenergiesysteme, die mittels Wechselrichter in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen ist es stattdessen besonders wichtig, dass etwaige zu bedampfende niederfrequente Schwingungen erfasst werden. Zumindest sollte erfasst werden, ob niederfrequente Schwingungen überhaupt auftreten.
Besonders bei niederfrequenten Schwingungen kann aber die geringe Frequenz der Schwingungen auch dazu führen, dass solche niederfrequenten Schwingungen erst ver- gleichsweise spät erfasst oder erkannt werden können, bzw. eine lange Auswertedauer erforderlich machen.
Grundsätzlich sind Verfahren bekannt, um in einem 50 Hz Signal oder 60 Hz Signal überlagerte Schwingungen geringerer Frequenz zu erfassen. Besonders führt aber eine geringe Amplitude solcher, überlagerter niederfrequenter Schwingungen in der Praxis zu einer schlechten Erkennbarkeit. Besonders wenn wenig Zeit zum Erkennen zur Verfügung steht, können bekannte Frequenzanalyseverfahren an ihre Grenzen stoßen.
Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender PCT- Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2014 200 740 A1 und WO 2013/102791 A1. Der Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der o.g. Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, die eine schnelle Erkennbarkeit niederfrequenter Schwingungen im elektrischen Versorgungsnetz für Windenergiesysteme schafft. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden. Erfindungsgemäß wird ein Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen in einem elektrischen Versorgungsnetz gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen. Insbesondere sollen als niederfrequente Schwingungen subsynchrone Resonanzen erkannt werden, aber auch andere niederfrequente Schwingungen kommen in Betracht. Dabei wird von einem elektrischen Versorgungsnetz ausgegangen, dass eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist. Die zu erkennenden niederfrequenten Schwingungen weisen eine geringere Frequenz als die Netznennfrequenz auf. Die niederfrequenten Schwingungen haben also vorzugsweise eine geringere Frequenz als die Grundfrequenz des elektrischen Versorgungsnetzes. Besonders können die niederfrequenten Schwingungen Werte von 1 Hz und weniger aufweisen. Sie können aber auch bis zum fünffachen Wert der Netznennfrequenz reichen. Als niederfrequente Schwingungen werden hier Schwingungen mit einer Frequenz von maximal dem fünffachen Wert der Netznennfrequenz bezeichnet, vorzugsweise mit einer Frequenz die maximal der Netznennfrequenz entspricht. Besonders weist die niederfrequente Schwingung keine Frequenz auf, die einem Vielfachen der Netznennfrequenz entspricht. Es ist zu beachten, dass die Untersuchung und Berücksichtigung niederfrequenter Schwingungen besonders der Untersuchung oder dem Sicherstellen einer Systemstabilität des elektrischen Versorgungsnetzes dient. Das grenzt sich von einer Beurteilung der Netzqualität bzw. Signalqualität des Spannungssignals im elektrischen Versorgungsnetz ab, bei der es besonders auf Oberwellen ankommt.
Es wird nun vorgeschlagen, dass wenigstens ein elektrisches Signal des elektrischen Versorgungsnetzes als wenigstens ein Testsignal erfasst wird. Als elektrisches Signal kommt besonders eine elektrische Spannung und außerdem oder alternativ ein elektrischer Strom in Betracht. Als elektrische Spannung kann dabei besonders eine dreiphasige Spannung an einem Netzanschlusspunkt aufgenommen werden, oder eine elektrische Spannung, die zu der elektrischen Spannung am Netzanschlusspunkt äquivalent, insbesondere proportional ist. Das kommt besonders in Betracht, wenn zum Erkennen der niederfrequenten Schwingungen, was gemäß einem Aspekt der Erfindung auch vorgeschlagen wird, ein Windenergiesystem, nämlich eine Windenergieanlage oder ein Windpark, verwendet wird. Dieses Windenergiesystem kann an einem Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen und dort die Spannung erfassen. Üblicherweise wird dazu auch ein Transformator verwendet, um die Spannung von dem Windenergiesystem auf das Niveau im elektrischen Versorgungsnetz hoch zu transformieren. Hier kann auch die elektrische Spannung der Niederspannungsseite des Transformators verwendet werden. Regelmäßig kann auch eine Ausgangsspannung an einem Wechselrichter eine für die Netzspannung, nämlich besonders die elektrische Spannung am Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes, repräsentative Spannung sein.
Als elektrischer Strom wird besonders der in das elektrische Versorgungsnetz eingespeiste elektrische Strom verwendet. Auch dieser Strom wird vorzugsweise dreiphasig aufgenom- men. Dieser in das elektrische Versorgungsnetz eingespeiste elektrische Strom kann dabei besonders ein durch das Windenergiesystem erzeugter elektrischer Strom sein.
Gemäß einem weiteren Schritt wird vorgeschlagen, dass das wenigstens eine erfasste Testsignal in wenigstens ein Prüfsignal gefiltert und/oder transformiert wird. Hier kommt besonders ein solches Filtern oder Transformieren in Betracht, dass neben Messrauschen auch die Grundfrequenz des Testsignals gefiltert wird, nämlich idealerweise eliminiert wird. Als Grundfrequenz ist hier die Netznennfrequenz anzusehen, also üblicherweise eine Frequenz von 50 Hz oder 60 Hz. Es kommt aber stattdessen oder zusätzlich auch in Betracht, das Testsignal so zu transformieren, dass sich der zeitliche Verlauf des Effektivwertes ergibt. Es ergibt sich dadurch idealerweise ein Prüfsignal, dessen Amplitude im Wesentli- chen konstant den Wert des Effektivwertes aufweist. Diese Amplitude kann dann schwanken, wenn der Grundwelle ein zusätzliches Signal überlagert ist. Besonders kann hier ein niederfrequentes Signal überlagert sein, das zu einer geringen Schwankung führen kann. Vorzugsweise werden die erfassten Größen in Raumzeigergrößen transformiert und dann die so transformierten Raumzeigergrößen weiter verwendet, insbesondere weiter gefiltert. Besonders können solche Größen bei einem konstanten Arbeitspunkt ebenfalls konstant sein. Wenn aber niederfrequente Schwingungen auftreten, können sich diese in Änderungen dieser erfassten Größen, besonders in Änderungen der jeweiligen Raumzeigergröße, wiederspiegeln.
In einem weiteren Schritt wird vorgeschlagen, dass das wenigstens eine Prüfsignal zeitlich abgeleitet wird, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten. Gibt das Prüfsignal bspw. den Effektivwert des Testsignals wieder, so wäre die Ableitung eines solchen Prüfsignals im Idealfall 0, wenn nämlich das Testsignal ideal sinusförmig und ohne Schwankungen wäre. Sofern aber wenigstens eine niederfrequente Schwingung überlagert ist, kann diese durch das zeitliche Ableiten des Prüfsignals hervortreten. Das durch das zeitliche Ableiten erhal- tene Gradientensignal weist dann nicht nur den Wert 0 auf, sondern zeigt im Wesentlichen die Ableitung des überlagerten Signals.
Dazu wird nun vorgeschlagen, dass das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkannt wird, wenn das Gradientensignal bzw. wenigstens eines der Gradientensignale, wenn mehrere Testsignale verarbeitet wurden, ein vorgegebenes Prüfkriterium erfüllt. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass das Prüfkriterium eine Prüfgrenze ist, die vorgegeben werden kann, und dass das Prüfkriterium erfüllt ist, wenn diese vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird. Die Auswertung erfolgt also letztlich über die Auswertung des Gradientensignals. Es wird also von dem wenigstens einen gefilterten oder transformierten Testsignal die zeitliche Ableitung geprüft und wenn diese zumindest für das Prüfsignal eines des Signals eine Prüfgrenze überschreitet, wird von dem Vorliegen einer Niederfrequenzschwingung ausgegangen. Ob eine niederfrequente Schwingung vorliegt, wird somit erst über die Gradientenbildung erkannt. Besonders wird die Gradientenbildung nicht auf eine bereits erkannte Oszillation angewendet, um z.B. zu erkennen, ob die Oszillation zu- oder abnimmt, sondern durch die Gradientenbildung wird die Schwingung überhaupt erst erkannt. Besonders der Vergleich der so erfassten Gradienten mit einer Prüfgrenze bildet eine Prüfung auf absolute Werte. Von einer Schwingung wird also bereits dann ausgegangen, wenn diese Prüfgrenze überschritten wird. Es ist nicht erforderlich, die weitere Entwicklung der Schwingung zu betrachten. Dadurch kann auch eine schnelle Erkennung realisiert werden, denn ein einzelnes Überschreiten der Prüfgrenze kann als Erkennung der Schwingung ausreichen. Das Kriterium ist damit auch leicht zu implementieren. Besonders ist dieses Verfahren damit auch gut onlinefähig. Es können kontinuierlich Werte aufgenommen werden, das wenigstens eine elektrische Testsignal kann also kontinuierlich erfasst werden und es kann auch kontinuierlich gefiltert bzw. transformiert werden und das kann wiederum kontinuierlich nach der Zeit abgeleitet werden. Diese Ableitung, also dieses Ableitungssignal kann ständig dem Prüfkriterium unterzogen werden, insbesondere kann ständig ein Vergleich dieses Gradientensignals mit einer vorgegebenen Prüfgrenze erfolgen. Das Erfüllen des Prüfkriteriums, insbesondere das Überschreiten der Prüfgrenze kann somit sofort eine Maßnahme auslösen. Insbesondere kann sofort eine Stützmaßnahme dadurch ausgelöst werden. Bspw. kann sofort eine Leistungseinspeisung reduziert werden. Es kommt auch in Betracht, dass dann sofort eine Reglerparametrierung geändert wird, nämlich von einem Regler mit geringer Zeitkonstante und/oder schwach gedämpftem Verhalten zu einem Regler größerer Zeitkonstante und/oder stärker gedämpftem Verhalten. Das Gradientensignal kann auch dadurch erhalten werden, dass eine Differenzbildung zeitlich beabstandeter Werte des Prüfsignals durchgeführt wird. Insoweit ein digitales Prüfsignal vorliegt, entspricht die Differenzbildung zwischen jedem Abtastwert ohnehin dem zeitlichen Ableiten. Hier kommt aber auch in Betracht, dass für einen vorbestimmten Differenz- Zeitraum, der vorzugsweise größer als ein Abtastintervall ist, eine Differenzbildung vorgenommen wird. Eine solche Differenzbildung kann entsprechend sukzessive wiederholt werden. Vorzugsweise werden solche Differenzenbildungen in vorbestimmten Zeitfenstern durchgeführt. Dadurch kann besonders auch ein Rauschen unterdrückt werden. Eine solche Differenzbildung in Zeitfenstern kann wie eine Filterung wirken und durch die Größe des Zeitfensters eingestellt werden.
Besonders kann bei der Prüfung, ob eine vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird, unmittelbar eine solche Differenz zweier zeitlich beabstandeter Werte mit der Prüfgrenze verglichen werden. Damit ist grundsätzlich auch eine schnelle Erfassung einer niederfrequenten Schwingung möglich, weil unmittelbar nach der Differenzbildung eine Entscheidung getroffen werden kann, ob nämlich von dem Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung ausgegangen wird.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als Prüfkriterium ein Gradientenmaximalwert vorgegeben wird und auf das Vorliegen der niederfrequenten Schwingung erkannt wird, wenn das Gradientensignal den Gradientenmaximalwert wenigstens einmal überschreitet. Dadurch kann ein klares Prüfkriterium vorgegeben werden. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass auf das Vorliegen der niederfrequenten Schwingung erkannt wird, wenn das Gradientensignal wenigstens für einen vorgegebenen Mindestzeitraum über den Gradientenmaximalwert liegt. Hier kann als vorgegebener Mindestzeitraum bereits die Zeitdauer eines oder zweier Abtastschritte gewählt werden. Dann wird nämlich erst auf das Vorliegen der niederfrequenten Schwingung erkannt, wenn das Gradientensignal wenigstens für zwei Messwerte, oder zumindest wenigstens für drei Messwerte oberhalb des Gradientenmaximalwerts liegt. Dadurch kann vermieden werden, dass bereits ein einzelner überschreitender Wert, der im Wesentlichen durch ein Messrauschen entstanden ist, das Erkennen einer niederfrequenten Schwingung auslöst. Durch die Prüfung auf einen Gradientenmaximalwert kann eine entsprechende Schwingung sofort erkannt werden, sobald der Gradient, der repräsentativ für die Schwingungsamplitude steht, nämlich diesen Wert überschreitet. Damit unterscheidet sich ein solches Kriterium von einem Verfahren, dass eine Schwingung erfasst und die weitere Entwicklung der Schwingung betrachtet, die nämlich betrachtet, ob die Schwingung zunimmt, abnimmt oder stagniert.
Besonders deutlich wird ein solcher Unterschied bei einer Schwingung, die sprunghaft auf- tritt, z.B. durch einen Leistungssprung einer eingespeisten Leistung. Dadurch kann plötz- lieh eine Schwingung auftreten, die aber wieder abnimmt. Betrachtet das Verfahren zum Erkennen der Schwingung die weitere Entwicklung der Schwingung, erkennt es, dass die Schwingung abklingt und erkennt damit keine Schwingung, löst damit kein Erkennungssignal aus. Wird aber das Erreichen bzw. Überschreiten eines Absolutwertes betrachtet, wie der Gradientenmaximalwert, würde im genannten Fall die Schwingung erkannt werden. Somit unterscheiden sich solche Kriterien signifikant.
Der Gradientenmaximalwert kann auch von einem Prüfzeitraum abhängen, über den der Gradient gebildet wird und der unten noch beschrieben wird. Vorzugsweise wird der Gradientenmaximalwert auch im Hinblick auf den Prüfzeitraum so gewählt, dass dieser mit einer maximalen Schwingamplitude des zu prüfenden elektrischen Signals korrespondiert. Für die Netzspannung als zu prüfendem Signal wird der Gradientenmaximalwert vorzugsweise aus einem Bereich gewählt, der einem Bereich von 0,1 % bis 2% der korrespondierenden maximalen Schwingamplitude entspricht. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als Gradientensignal eine Differenz zwischen maximalem und minimalem Wert des Prüfsignals in einem betrachteten Prüfzeitraum verwendet wird. Demnach wird also ein Prüfzeitraum vorgegeben in dem das Gradientensignal betrachtet wird. Dazu wird dann nicht die Differenz zweier Werte betrachtet, die um einen vorbestimmten zeitlichen Abstand auseinander liegen, sondern es wird der in diesem Prüfzeitraum auftretende minimale und auftretende maximale Wert des Prüfsignals betrachtet und dessen Differenz als Gradientensignal verwendet, insbesondere mit einer vorgegebenen Prüfgrenze vergli- chen. Bspw. kommt in Betracht, dass der Prüfzeitraum so gewählt wird, dass darin 10 oder mehr Werte oder insbesondere bis 50 Werte des Gradientensignals liegen. Dadurch kann ein klar definiertes Prüfkriterium aufgestellt werden und bei einer hohen Abtastrate ist der Zeitraum, bis zu dem das Prüfkriterium geprüft wird, vergleichsweise kurz ist. Vorzugsweise wird der betrachtete Prüfzeitraum als gleitendes Fenster verwendet und somit ins- besondere bei jedem neuen Abtastschritt um einen Abtastschritt weiter geschoben und das dann in dem Fenster befindliche Prüfsignal entsprechend ausgewertet.
Es ist zu bemerken, dass eine Prüfgrenze, besonders für eine Schwingungsamplitude zugrunde gelegt werden kann. Es wird also bei der Prüfgrenze vorzugsweise nicht diese mit einem absoluten Wert verglichen, sondern sie wird mit einer maximalen Oszillationsamplitude verglichen. Eine solche Schwingamplitude beschreibt im Grunde den Abstand einer positiven und einer negativen Einhüllenden eines oszillierenden Signals. Schwankt also ein Signal bspw. um einen Wert von 10, um nur ein Beispiel zu nennen, und schwingt das Signal dabei im äußersten Falle vom Wert 9 bis zum Wert 1 1 und zurück, so würde in diesem Beispiel die Schwingamplitude den Wert 2 aufweisen. Wäre, um bei diesem anschaulichen Beispiel zu bleiben, die zugehörige Prüfgrenze, also bspw. der Wert 3, so wäre diese Prüfgrenze nicht erreicht. Wäre der Wert der Prüfgrenze aber bspw. 1 ,5, so wäre sie erreicht. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als ein erstes Testsignal eine Netzspannung des elektrischen Versorgungsnetzes, insbesondere dreiphasig erfasst wird und als ein zweites Testsignal ein in das elektrische Versorgungsnetz eingespeister Einspeisestrom, insbesondere dreiphasig, erfasst wird und insbesondere das erste und zweite Testsignal in wenigstens ein Prüfsignal transformiert werden. Über die Netzspannung, ins- besondere am relevanten Netzanschlusspunkt, und den eingespeisten Einspeisestrom, den insbesondere ein Windenergiesystem in das elektrische Versorgungsnetz einspeist, können, was hiermit erkannt wurde, Informationen zu niederfrequenten Schwingungen erfasst werden. Dabei ist besonders zu berücksichtigen, dass eine niederfrequente Schwingung regelmäßig auch das im elektrischen Versorgungsnetz Hin- und Herschwingen elektrischer Leistung betreffen kann. Über das Erfassen des Einspeisestroms und gleichzeitig das Erfassen der Netzspannung, also das Erfassen der Spannung, mit der der Einspeisestrom eingespeist wird, kann somit die eingespeiste Leistung bzw. auch die eingespeiste Blindleistung erfasst werden. Daraus wiederum kann das Schwingen von Leistung im elektrischen Versorgungsnetz abgeleitet werden oder es kann dadurch erfasst werden. Vorzugsweise werden diese erfasste Netzspannung und dieser erfasste eingespeiste Einspeisestrom in wenigstens ein Prüfsignal transformiert. Dabei kommt auch in Betracht, dass diese in ein gemeinsames Prüfsignal transformiert werden, oder gemeinsam in mehrere Prüfsignale transformiert werden. Besonders eine Transformation in ein Wirkleistungssignal als Prüfsignal und/oder ein Blindleistungssignal als Prüfsignal kommt in Betracht. Vorzugsweise werden ein solches erstes und zweites Testsignal, also die erfasste Netzspannung und der erfasste eingespeiste Einspeisestrom, in ein Spannungssignal, ein Wirkleistungssignal und ein Blindleistungssignal transformiert, die dann ein Spannungsprüfsignal, Wirkleistungsprüfsignal bzw. Blindleistungsprüfsignal bilden. Das Spannungssignal repräsentiert dann somit die Netzspannung, das Wirkleistungssignal die eingespeiste Wirkleistung und das Blindleistungssignal die eingespeiste Blindleistung.
Diese drei Prüfsignale werden dann jeweils zeitlich abgeleitet, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten, nämlich ein Spannungsgradientensignal, ein Wirkleistungsgradienten- Signal und Blindleistungsgradientensignal. Die zeitliche Ableitung kann auch durch eine Differenzbildung jeweils realisiert werden, oder anstelle der zeitlichen Ableitung wird eine Differenzbildung zeitlich beabstandeter Werte durchgeführt.
Das Spannungsgradientensignal, das Wirkleistungsgradientensignal und das Blindleistungsgradientensignal werden dann auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung geprüft.
Die Prüfung erfolgt besonders so, dass das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung angenommen wird, wenn wenigstens in dem Spannungsgradientensignal und dem Wirkleistungsgradientensignal eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde, oder wenn in dem Spannungsgradientensignal und dem Blindleistungsgradientensignal eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde. Es kommt auch in Betracht, dass das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung angenommen wird, wenn in allen drei Gradienten eine Niederfrequenzschwingung erkannt wurde, wenn also eine niederfrequente Schwingung in dem Spannungsgradientensignal, in dem Wirkleistungsgradientensignal und in dem Blindleistungsgradientensignal erkannt wurde. Durch die positive Prüfung des Vorliegens einer niederfrequenten Schwingung in wenigstens zweien der genannten Gradientensignale wird besonders vermieden, dass ein Messfehler oder ein zu stark auftretendes Rauschen bereits zu einer fehlerhaften Erkennung niederfrequente Schwingungen führt. Besonders ist die gleichzeitige Prüfung in dem Spannungsgradientensignal einerseits und dem Wirkleistungsgradientensignal oder dem Blind- leistungsgradientensignal andererseits als vorteilhaft erkannt worden, weil das Spannungsgradientensignal schnell Schwankungen in dem Spannungssignal erkennen kann, die möglicherweise aber nicht mit niederfrequenten Schwingungen Zusammenhängen. Durch die weitere Berücksichtigung der Blind-/oder Wirkleistung wird somit auch die Stromkomponente berücksichtigt und nicht nur Spannungsschwankungen erkannt, die auch eine an- dere Ursache haben können und nicht unbedingt sofort eine niederfrequente Schwingung anzeigen müssen. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als ein weiteres Testsignal eine Netzfrequenz des elektrischen Versorgungsnetzes erfasst wird, das weitere Testsignal in ein Frequenzsignal als Frequenzprüfsignal transformiert wird, und das Frequenzprüfsignal zeitlich abgeleitet wird, oder eine Differenz gebildet wird, um ein Frequenzgradientensignal zu erhalten. Das Frequenzgradientensignal und insbesondere wenigstens ein weiteres Gradientensignal werden dann auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung geprüft, insbesondere so, dass das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung angenommen wird, wenn in dem Frequenzgradientensignal und in wenigstens noch einem der Gradientensignale eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde, nämlich in einem Span- nungsgradientensignal, einem Wirkleistungsgradientensignal und/oder einem Blindleistungsgradientensignal.
Hier wird somit vorgeschlagen, dass die Netzfrequenz als solche als Signal erfasst und ausgewertet wird. Ein solches Signal wäre idealerweise konstant, besonders bei 50Hz oder 60Hz. Tatsächlich wird es aber schwanken und diese Schwankung bildet, anschaulich gesprochen, das Frequenzsignal. Ein solches Frequenzsignal kann dann grundsätzlich wie die anderen beschriebenen Signale weiterverarbeitet werden.
Auch hier kommt in Betracht, nicht nur das Frequenzsignal auszuwerten, sondern auch noch wenigstens ein weiteres Signal zu berücksichtigen, besonders das Wirkleistungsgra- dientensignal. Die Erfassung der niederfrequenten Schwingung kann dadurch zusätzlich abgesichert werden. Durch die Transformation der erfassten Spannungen und Ströme u.a. in ein Wirkleistungssignal und ein Blindleistungssignal als Prüfsignale kann auch besonders eine Berücksichtigung dieser Größen als Effektivwerte erfolgen. Es kann insbesondere eine Transformation jeweils in deren Effektivwerte erfolgen und es wird dann durch deren Ableitung besonders nur noch die Schwankung der Effektivwerte betrachtet.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zum Erfassen des wenigstens einen elektrischen Signals des elektrischen Versorgungsnetzes als Testsignal eine dreiphasige Netzspannung erfasst wird und daraus über eine Transformation eine Gleichgroße, insbesondere eine Raumzeigergröße der Spannung gebildet wird, insbesondere dass eine Mitsystemspannung nach dem Verfahren der symmetrischen Komponenten bestimmt wird, die ein Prüfsignal bildet und/oder als Testsignal ein dreiphasiger Einspeisestrom erfasst wird und daraus ein Mitsystemstrom nach dem Verfahren der symmetrischen Komponenten bestimmt wird, der ein Prüfsignal bildet. Durch die Transformation wird somit eine Gleichgroße bestimmt, also eine nicht oszillierende Größe, die somit auch als DC-Größe bezeichnet werden kann, die dabei grundsätzlich ein sinusförmiges Signal durch eine feste Größe beschreibt. Dadurch wird das Signal im Wesentlichen von seinem oszillierenden Grundsignal befreit und damit treten Signalän- derungen, nämlich Abweichungen vom sinusförmigen Grundsignal, stark hervor und können dadurch gut erkannt und ggf. verarbeitet werden. Es braucht trotz dreier untersuchter Phasen auch nur noch eine Größe betrachtet zu werden. Diese Effekte und die resultierenden Vorteile ergeben sich auch bei einer entsprechenden Transformation eines dreiphasigen Eingangsstromes, für den somit ebenfalls eine solche Transformation vorge- schlagen wird. Besonders wird für die Netzspannung und/oder den Einspeisestrom jeweils als Transformation in ein Prüfsignal eine Transformation nach der Methode der symmetrischen Komponenten vorgeschlagen, wobei dann nur die Mitsystemkomponente, also im Grunde der symmetrische Anteil betrachtet wird. Dabei wurde besonders erkannt, dass durch diese Transformation nach der Methode der symmetrischen Komponenten sich im Grunde ein Effektivwert ergibt, der somit ein Gleichwert ist und dieser gut als Beschreibung des Grundanteils verwendet werden kann. Tatsächliche Schwankungen, besonders Leistungsschwankungen, die sich nicht auf Unsymmetrien beschränken, sind dann jeweils dieser symmetrischen Komponente überlagert und können dann durch das vorgeschlagene zeitliche Ableiten dieser Prüfsignale gut erkannt werden. Durch die Transformation in eine Mitsystemspannung und einen Mitsystemstrom wird auch auf einfache und aus anderen Anwendungen bekannte Art und Weise die dreiphasige Spannung bzw. der dreiphasige Strom als jeweils nur eine Komponente betrachtet. Besonders für die Weiterverarbeitung und später Anwendung eines Prüfkriteriums stellt sich dann nicht die Frage, wie ein einzelnes Kriterium auf drei Phasen anzuwenden ist. Es wurde auch erkannt, dass eine solche Transformation, besonders eine Transformation in Mit- und Gegensystemkomponente eine filternde Wirkung hat und dadurch besonders hochfrequente Anteile herausgefiltert werden und eine für die Erkennung niederfrequenter Signale ausreichende Bandbreite gegeben ist. Es kommen aber auch andere Transformationen in Betracht, wie eine d/q-Transformation, die bei entsprechender Auswahl der Refe- renzfrequenz ebenfalls zu einem Gleichwert führen kann.
Vorzugsweise wird die Gleichgroße oder Raumzeigergröße der Spannung bzw. die Mitsystemspannung und die Gleichgroße oder Raumzeigergröße des Stromes bzw. der Mitsystemstrom in ein Spannungssignal, ein Wirkleistungssignal und Blindleistungssignal als Spannungsprüfsignal, Wirkleistungsprüfsignal bzw. Blindleistungsprüfsignal transformiert. Insoweit kann die Mitsystemspannung unmittelbar das Spannungsprüfsignal bilden. Der Mitsystemstrom kann, zusammen mit der Mitsystemspannung, weiter in ein Wirkleistungssignal und ein Blindleistungssignal transformiert werden.
Durch diese weitere Transformation, besonders auch zum Erhalten des Wirkleistungs- prüfsignals und Blindleistungsprüfsignals, kann auf einfache und effiziente Weise eine Betrachtung der eingespeisten Leistungen vorgenommen werden, besonders ihre Schwankungen können dann betrachtet werden, besonders durch die vorgeschlagene zeitliche Ableitung bzw. Differenzbildung des jeweiligen Prüfsignals.
Vorzugsweise wird mittels einer Windenergieanlage oder eines Windparks in das elektri- sehe Versorgungsnetz eingespeist und das Erkennen niederfrequenter Schwingungen mittels der Windenergieanlage bzw. mittels des Windparks durchgeführt. Hier wurde besonders erkannt, dass eine Windenergieanlage oder ein Windpark als sehr schnelle Regelungseinheiten im elektrischen Versorgungsnetz wirken können und es daher vorteilhaft sein kann, sie auch zur Erfassung niederfrequenter Schwingungen zu verwenden. Details solcher Windenergieanlagen bzw. Windparks werden nachfolgend noch beschrieben.
Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass auf eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung erkannt wird, wenn in dem Spannungsgradientensignal und dem Wirkleistungsgradientensignal oder in dem Spannungsgradientensignal und dem Blindleistungsgradientensignal jeweils eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde, und diese erkannten niederfrequenten Schwingungen gleiche Schwingfrequenz aufweisen, wobei insbesondere zusätzlich überprüft wird, ob die Netzfrequenz mit derselben Schwingfrequenz schwingt.
Hier wurde besonders erkannt, dass eine niederfrequente Schwingung unterschiedliche Ursachen haben kann und dass davon auch abhängen kann wie mit solchen Schwingungen umzugehen ist. Hat ein Einspeiser, besonders eine Windenergieanlage oder ein Windpark, die Schwingungen verursacht, so ist der Grund der Schwingung besonders in der Dynamik der Windenergieanlage bzw. des Windparks zu suchen. Es ist dann auch davon auszugehen, dass die Schwingungen durch die Windenergieanlage bzw. den Windpark behoben werden können müssen. Auch muss der Grund der Schwingung dann nicht unbedingt unmittelbar im Bereich der Einspeisung liegen, sondern kann auch eine mechanische Schwingung und/oder eine Schwingung im Generator betreffen. Liegt die Ursache der Schwingung aber im elektrischen Versorgungnetz, so wird der Windenergieanlage bzw. dem Windpark eher, falls überhaupt, zum Durchführen einer Schwingungsbedämpfung, also Reduzierung eingesetzt werden können. Außerdem wird eine solche Bedämpfung im Wesentlichen die Einspeisung betreffen. Daher ist die Unterscheidung der Schwingungsursache als wichtig erkannt worden.
Dazu wurde weiter erkannt, dass bei gleichzeitiger Erfassung wenigstens zweier der genannten Signale die Ursache der Schwingungen im elektrischen Versorgungsnetz zu suchen ist. Besonders Schwingungen der Netzspannung und der Netzfrequenz deuten auf eine Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz hin, wohingegen das Wirkleistungssig- nal, also die eingespeiste Wirkleistung, und das Blindleistungssignal, also die eingespeiste Blindleistung, eher auf Schwingungen in der Einspeiseeinheit, besonders in der Windenergieanlage bzw. dem Windpark hindeuten.
Haben die Schwingungen der Netzspannung und/oder der Netzfrequenz eine gleiche Schwingfrequenz wie die Schwingungen der Wirk- und/oder Blindleistung, so liegt eine Schwingung vor, die die Einspeiseeinheit, besonders die Windenergieanlage bzw. den Windpark, betrifft, aber ihre Ursache im elektrischen Versorgungsnetz hat. Bspw. kann es sein, dass große elektrische Verbraucher, die an das elektrische Versorgungsnetz angeschlossen sind, den Netzbetrieb bspw. durch Leistungsschwankungen stören und dadurch die Schwingungen auslösen. Gemäß einer weiteren Ausgestaltung ist das Verfahren dadurch gekennzeichnet, dass als Spannungsgradientensignal, Wirkleistungsgradientensignal und Blindleistungsgradientensignal jeweils eine Differenz zwischen maximalem und minimalem Wert des entsprechenden Prüfsignals in einem betrachteten Prüfzeitraum verwendet wird und eine gleiche Schwingfrequenz dadurch erkannt wird, dass derselbe Prüfzeitraum verwendet wird und/o- der jeweilige Zeitabstände zwischen maximalem und minimalem Wert des entsprechenden Prüfsignals für das Spannungsgradientensignal, das Wirkleistungsgradientensignal bzw. das Blindleistungsgradientensignal gleich oder ähnlich sind.
Hier wurde besonders erkannt, dass die Erfassung der niederfrequenten Schwingung mittels Gradientenbildung auf einfache und effiziente Weise durch Differenzbindung zweier Signalwerte, nämlich des maximalen und des minimalen, durchgeführt werden kann. Dabei liegt ein Prüfzeitraum zu Grunde, der auf den Abstand der beiden Wert, also des maximalen und minimalen Wertes, gesetzt werden kann und dadurch unmittelbar auch die Schwingfrequenz gebildet werden kann. Für eine Überprüfung auf gleiche Frequenz ist aber auch das nicht nötig, dann sind die zeitlichen Abstände gleich, sind auch die zugeordneten Frequenzen gleich.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform ist das Verfahren dadurch gekennzeichnet, dass ein Gradientenquotient als Quotient zweier Gradientensignale gebildet wird und abhängig des Gradientenquotienten auf eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung erkannt wird. Hier wird besonders, wie auch besonders in den vorstehenden Ausführungsformen, die Windenergieanlage oder der Windpark als Einspeiseeinheit zu Grunde gelegt und es wird untersucht, ob eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung, oder eine in der oder durch die Einspeiseeinheit verursachte Schwingung anzunehmen ist.
Durch die Betrachtung der Gradientenquotienten wird eine einfache Prüfmöglichkeit geschaffen, die zudem mit geringem Aufwand in einer Steuereinheit oder Erfassungseinheit implementiert werden kann. Besonders wird vorgeschlagen ein solches Kriterium in einer zentralen Parksteuerung zu implementieren. Es können hierbei unmittelbar zwei Gradien- tensignale in Beziehung zu einander gesetzt werden, ohne dass eine komplexe Einzelauswertung der elektrischen Signale oder der daraus gebildeten Gradientensignale erforderlich ist.
Insbesondere wird vorgeschlagen, dass als Gradientenquotient ein Spannungs-Wirkleis- tungs-Quotient dU/dP als Quotient zwischen Spannungsgradientensignal und Wirkleis- tungsgradientensignal gebildet wird und/oder dass ein Spannungs-Blindleistungs-Quotient dU/dQ als Quotient zwischen Spannungsgradientensignal und Blindleistungsgradientensignal gebildet wird. Dazu wird vorgeschlagen, dass auf eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung erkannt wird, wenn der Spannungs-Wirkleistungs-Quotient dU/dP und/oder der Spannungs-Blindleistungs-Quotient dU/dQ negativ sind. Hier liegt die Überlegung zu Grunde, dass eine Schwingung der Wirkleistung P als auch der Blindleistung Q zu einer Reaktion nämlich Schwingung der Netzspannung führen kann, denn die Netzspannung hängt auch von diesen Größen ab. Schwingt also die Wirkleistung und/oder die Blindleistung, kann das eine mitläufige Schwingung der Netzspannung aus- lösen. Das würde zu Gradienten gleichen Vorzeichens der Schwingung der Netzspannung einerseits und der Schwingung der Wirkleistung bzw. Blindleistung andererseits führen. Der Gradientenquotient wäre somit positiv. Ist die Schwingung der Netzspannung U aber nicht die Folge der Schwingung der Wirkleistung bzw. Blindleistung, so ist zu erwarten, dass die Netzspannung einerseits und die Wirkleistung bzw. Blindleistung andererseits gegenläufig schwingen. Ihre Gradienten hätten dann unterschiedliche Vorzeichen. Der Gradientenquotient wäre negativ. Für den Fall, dass nur einer der beiden Quotienten des Spannungs-Wirkleistungs-Quotient dU/dP und des Spannungs-Blindleistungs-Quotient dU/dQ negativ ist, kann zur Bewertung der Quotient ausschlaggebend sein, bei dem der Nenner größer ist. Meist werden die Wirkleistung P und die Blindleistung Q aber nicht gegeneinander schwingen, dass sie gemeinsam als Scheinleistung S eingespeist werden. Eine weitere Ausführungsform schlägt ein Verfahren vor, dass dadurch gekennzeichnet ist, dass Schwingungen klassifiziert werden, und eine gefundene Schwingklassifizierung ausgegeben wird. Als Schwingklassifizierung kommen besonders die folgenden in Betracht:
Es wurde für ein bzw. das Netzspannungssignal und ein bzw. das Wirkleistungssignal eine niederfrequente Schwingung erkannt. Es wurde für das Netzspannungssignal und ein bzw. das Blindleistungssignal eine niederfrequente Schwingung erkannt.
Es wurde für das Spannungssignal, das Wirkleistungssignal und das Blindleistungssignal eine niederfrequente Schwingung erkannt.
Es wurde für die Netzfrequenz und außerdem für das Spannungssignal, das Wirkleistungs- Signal und/oder das Blindleistungssignal, eine niederfrequente Schwingung erkannt.
Damit wird vorgeschlagen, dass die Schwingklassifizierungen einfach angeben, für welche Signale eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde. Daraus können dann durch den Empfänger dieser Schwingungsklassifizierung weitere qualifizierte Schlüsse abgeleitet werden. Bspw. kann eine Schwingung der Netzspannung zusammen mit einer Schwingung der eingespeisten Wirkleistung auf eine Leistungsschwingung im elektrischen Versorgungsnetz hinweisen, oder auf eine Schwingung ausgelöst durch eine Veränderung der Wirkleistungsbilanz im elektrischen Versorgungsnetz. Hingegen kann eine Schwingung der Netzspannung zusammen mit einer Schwingung der eingespeisten Blindleistung eher auf ein Problem der Spannungsstabilisierung im elektrischen Versorgungsnetz hindeuten, um ein weiteres Beispiel zu nennen.
Erfindungsgemäß wird zudem ein Windenergiesystem vorgeschlagen. Das Windenergie- System kann eine einzelne Windenergieanlage oder ein Windpark mit mehreren Windenergieanlagen sein. Es ist vorbereitet zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz. Bei dem elektrischen Versorgungsnetz wird davon ausgegangen, dass es eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist und dass die zu erkennenden niederfrequenten Schwin- gungen eine geringere Frequenz als die Netznennfrequenz aufweisen. Das vorgeschlagene Windenergiesystem umfasst eine Erfassungseinrichtung zum Erfassen wenigstens eines elektrischen Signals des elektrischen Versorgungsnetzes als wenigstens ein Testsignal. Insbesondere wird hier eine Messeinrichtung am Ausgang eines Wechselrichters und/oder am Netzanschlusspunkt, an dem das Windenergiesystem in das elektrische Ver- sorgungsnetz einspeist, vorgeschlagen. Vorzugsweise ist die Erfassungseinrichtung auf das Erfassen einer Spannung, insbesondere der Netzspannung des elektrischen Versorgungsnetzes eingerichtet. Außerdem oder alternativ wird vorzugsweise vorgeschlagen, dass die Erfassungseinrichtung zum Erfassen eines eingespeisten elektrischen Stroms vorgesehen ist. Weiterhin umfasst das Windenergiesystem eine Filtereinheit zum Filtern und/oder Transformieren des wenigstens einen, erfassten Testsignals in wenigstens ein Prüfsignal. Hier kommt besonders auch ein digitaler Filter oder eine digitale Transformationseinheit in Betracht, um besonders das wenigstens eine Testsignal, wenn dieses als digitales Signal vorliegt, zu filtern oder zu transformieren. Besonders kommt ein Filter in Betracht, der Fre- quenzen herausfiltert, die bei und über der Netznennfrequenz liegen, um besonders zu erreichen, dass Frequenzen der erwarteten niederfrequenten Schwingungen erhalten bleiben. Es kommt aber insbesondere auch in Betracht, eine Transformation durchzuführen, die auch ganz oder teilweise als Filter fungiert, um besonders jeweils einen Effektivwert der erfassten Größe zu transformieren. Besonders bei dem Erfassen einer Netzspannung oder eines eingespeisten Stroms als Testsignal kommt eine solche Transformation in den Effektivwert in Betracht. Damit wird im Grunde aus dem jeweiligen Testsignal die Grundschwingung herausgefiltert bzw. heraustransformiert.
Weiterhin ist eine Ableiteinheit vorgesehen, zum zeitlichen Ableiten des wenigstens einen Prüfsignals, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten. Jedes Prüfsignal wird somit durch diese Ableiteinheit in ein Gradientensignal geändert. Das Ableiten kann auch durch eine Differenzbildung erfolgen bzw. statt Ableiten kann eine Differenzbildung zeitlich beabstan- deter Werte des Prüfsignals durchgeführt werden. Dazu kann bspw. ein Zeitabstand vorgegeben werden, um den zwei Werte des Prüfsignals beabstandet sein sollen, wenn zwi- sehen ihnen die Differenzbildung durchgeführt werden soll. Idealerweise ist dann in dem Gradientensignal nur noch eine Ableitung etwaiger vorhandener niederfrequenter Schwingungen vorhanden, wenn nämlich idealerweise durch die Filtereinheit das Grundsignal, also insbesondere ein 50 Hz Signal bzw. ein 60 Hz Signal entfernt wurde. Durch die Ableitung können die jeweiligen Signale, besonders die überlagerten Signale besser erkannt werden.
Zudem ist eine Erkennungseinheit vorgesehen, zum Erkennen auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung. Diese arbeitet so, dass dann, wenn das Gradientensignal bzw. wenigstens eines der Gradientensignale ein vorgegebenes Prüfkriterium erfüllt, auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkannt wird. Besonders wird als vorgege- benes Prüfkriterium eine Prüfgrenze vorgegeben und das Prüfkriterium ist erfüllt, wenn die wenigstens eine vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird. Insbesondere wenn jeweils eine vorgegebene Prüfgrenze von dem Gradientensignal überschritten wurde.
Somit arbeitet das Windenergiesystem, insbesondere die Erkennungseinheit, so, dass niederfrequente Schwingungen dadurch erkannt werden, dass von wenigstens einem gefilter- ten Testsignal dessen Veränderung betrachtet und ausgewertet wird.
Vorzugsweise kann die Erfassungseinrichtung, die Filtereinheit, die Ableiteinheit und/oder die Erkennungseinheit in einem Prozessrechner und insbesondere in einer Steuereinrichtung zusammengefasst sein. Dabei kommt auch in Betracht, dass diese Elemente jeweils als Programmcode vorgesehen sind. Insbesondere arbeitet das Windenergiesystem so, dass es ein Verfahren gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform umsetzt.
Insbesondere weist das Windenergiesystem eine Steuereinrichtung auf und die Steuereinrichtung ist dazu vorbereitet, ein Verfahren gemäß einer vorstehend beschrieben Ausführungsform durchzuführen. Insbesondere kann das Verfahren dazu in der Steuereinrichtung implementiert sein. Vorzugsweise ist vorgesehen, dass ein Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen und/oder ein Windenergiesystem zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen auch dazu vorbereitet ist, im Falle einer oder mehrerer erkannter niederfrequenter Schwingungen darauf zu reagieren, insbesondere das elektrische Versorgungsnetz zu bedämp- fen. Dazu wird vorgeschlagen, dass dann, wenn auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkannt wurde, ein Einspeisen elektrischer Leistung, insbesondere elektrischer Wirkleistung, in das elektrische Versorgungsnetz verringert wird, insbesondere um 30%-70%, vorzugsweise 50 % verringert wird. Es wurde erkannt, dass durch das Verringern der eingespeisten Wirkleistung das elektrische Versorgungsnetz hinsichtlich nieder- frequenter Schwingungen beruhigt werden kann. Hierbei ist besonders hervorzuheben, dass es dafür keiner detaillierter Information zur erkannten niederfrequenten Schwingung bedarf. Es reicht aus, die vorgeschlagene bedampfende Maßnahme auszuführen, also auszulösen, sobald eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde.
Gemäß einer weiteren Variante ist vorgesehen, im Falle einer oder mehrerer erkannter niederfrequenter Schwingungen so darauf zu reagieren, dass eine Bedämpfungsmaßnahme aktiviert wird, bei der bspw. eine modulierte Leistung eingespeist wird.
Vorzugsweise wird, sowohl für das Verfahren, also auch für die Windenergieanlage, vorgeschlagen, dass vom Abklingen der einen oder mehreren erkannten niederfrequenten Schwingungen ausgegangen wird, wenn das wenigstens eine Gradientensignal eine vor- gegebene Beendigungsgrenze unterschritten hat, die jeweils kleiner als die Prüfgrenze ist. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass die Beendigungsgrenze jeweils wenigstens kleiner als 80 % der Prüfgrenze ist, insbesondere jeweils kleiner als 50 % der Prüfgrenze ist.
Insoweit wird vorgeschlagen, dass von dem Erkennen des Vorliegens einer niederfrequenten Schwingung ausgegangen wird, wenn eine vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird, von dem Abklingen der niederfrequenten Schwingung aber noch nicht ausgegangen wird, wenn diese vorgegebene Prüfgrenze wieder unterschritten wird. Vielmehr muss das Gradientensignal deutlich kleiner sein, als die vorgegebene Prüfgrenze und dafür wird die vorgegebene Beendigungsgrenze vorgeschlagen, die signifikant kleiner als die Prüfgrenze gewählt wird. Insbesondere soll sie höchstes 80 %, vorzugsweise höchstens 50 % der Prüfgrenze aufweisen.
Bei der Überprüfung mehrerer Gradientensignale, wenn also mehrere Testsignale aufgenommen wurden, kann für jedes Gradientensignal eine individuelle Prüfgrenze vorgesehen sein. Entsprechend ist dann auch zum Erkennen des Abklingens erkannter niederfrequenter Schwingungen von mehreren Beendigungsgrenzen auszugehen, die entsprechend individual sind. Vorzugsweise ist jedem Gradientensignal eine Prüfgrenze und eine Beendigungsgrenze zugeordnet, wobei die jeweilige Beendigungsgröße kleiner als die Prüfgrenze desselben Gradientensignals ist.
Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass Dämpfungsmaßnahmen, die beim Erkennen auf eine niederfrequente Schwingung ausgelöst wurden, beendet werden, wenn vom Abklingen der niederfrequenten Schwingungen ausgegangen wird. Die Dämpfungsmaßnahmen können also eingeleitet werden, wenn ein Gradientensignal die vorgegebene Prüfgrenze überschreitet und sie können beendigt werden, wenn dasselbe Gradientensignal seine Beendigungsgrenze unterschreitet.
Nachfolgend wird die Erfindung beispielhaft anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung. Figur 2 zeigt einen Windpark in einer schematischen Darstellung.
Figur 3 zeigt schematisch eine Ablaufstruktur eines Verfahrens gemäß einer Ausführungsform.
Figur 4 zeigt ein schematisches Diagramm mehrerer Prüfsignale
Figur 5 zeigt ein Windenergiesystem mit einer Steuereinrichtung. 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 hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 1 18, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 2 ist nur eine vereinfachte 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, indem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.
Figur 3 zeigt in der Ablaufstruktur 300 Verfahrensschritte für das Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen. Demnach ist zunächst ein Spannungserfassungsblock 302 und ein Stromerfassungsblock 304 vorgesehen. Der Spannungserfassungsblock 302 nimmt die drei Phasenspannungen Ui , U2 und U3 auf und gibt ein gemeinsames Spannungssignal U an einen Filterblock 306 weiter. Die drei Phasenspannungen Ui , U2 und U3 können dabei besonders als Netzspannung an einem Netzanschlusspunkt aufgenommen worden.
Der Stromerfassungsblock 304 nimmt die drei Phasenströme h , I2 und I3 auf gibt ein gemeinsames Stromsignal I an den Filterblock 306 weiter. Die drei Phasenströme h, I2 und I3 können besonders als Einspeiseströme aufgenommen worden sein, die ein Windenergiesystem erzeugt hat und an demselben Netzanschlusspunkt in das elektrische Versor- gungsnetz einspeist, dem auch die drei Phasenspannungen Ui , U2 und U3 erfasst wurden.
In dem Filterblock 306 wird dann zunächst ein Filtern des erhaltenen gemeinsamen Spannungssignals U und des erhaltenen gemeinsamen Stromsignals I durchgeführt. Diese Filterung ist abgestimmt auf das Frequenzspektrum, das von Interesse ist. Besonders ist der Filter so ausgelegt, dass niederfrequente Schwingungen möglichst beibehalten werden können und nicht herausgefiltert werden.
Außerdem erfolgt in dem Filterblock 306 die Umwandlung der so gefilterten Signale in ein Spannungseffektivwert Um, ein Wirkleistungseffektivwert Pm und ein Blindleistungseffektivwert Qm. All diese drei Werte werden als Signale ausgegeben, also als Spannungssignal, Wirkleistungssignal und Blindleistungssignal, wobei jedes Signal den Effektivwert der be- treffenden Größe in Abhängigkeit der Zeit wiedergibt. Diese vom Filterblock 306 ausgegebenen Signale können Prüfsignale bilden. Diese drei Effektivwertesignale werden dem Ableitblock 308 eingegeben. In dem Ableitblock 308 werden für die Effektivwerte Signale durch Ableiten oder Differenzbildung jeweils Gradienten bestimmt und diese Gradienten werden jeweils mit einer Prüfgrenze verglichen. In dieser Ausführungsform wird von dem Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung ausgegangen, wenn zum dem Spannungseffektivwertsignal Um ein Überschreiten seiner Prüfgrenze erkannt wurde und außerdem zu wenigstens einem der beiden übrigen Effektivwertsignale, nämlich dem Wirkleistungseffektivwert Pm und dem Blindleistungseffektivwert Qm ein Überschreiten jeweils ihrer Prüfgrenze erkannt wurde. Erst dann wird von dem Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung ausgegangen. Natürlich kommt auch in Be- tracht, dass alle drei Signale, die hier in den Ableitblock 308 eingehen, jeweils ihre Prüfgrenze überschreiten.
Ist somit dieses Prüfkriterium erfüllt, gibt der Ableitblock 308 ein entsprechendes Signal aus, das hier als Triggersignal bezeichnet wird. Das Signal wird deswegen als Triggersignal bezeichnet, weil es weiter verwendet werden kann, um Reaktionen auszulösen, also zu triggern. Solche auslösenden Reaktionen können das Vornehmen von Dämpfungsmaßnahmen sein und außerdem oder alternativ kann das ein Sicherheitsabschalten des Windenergiesystems sein, das dieses Verfahren verwendet. Es kommt auch in Betracht, dass das Triggersignal immer ausgegeben wird, aber je nach erfasster Situation, also je nachdem ob eine niederfrequente Schwingung erfasst wurde, einen unterschiedlichen Wert auf- weist bzw. eine unterschiedliche Signalamplitude aufweist.
Figur 4 zeigt in einem Diagramm schematisch zu über einen Zeitraum von etwa 30 Sekunden aufgenommener Messungen den Verlauf dreier Prüfsignale, nämlich das Spannungsprüfsignal Um, das Wirkleistungsprüfsignal Pm und das Blindleistungsprüfsignal Qm. Diese drei Prüfsignale entsprechen den drei Effektivwertsignalen Um, Pm und Qm gemäß Figur 3, die der Filterblock 306 dort ausgibt.
Figur 4 zeigt in dem Diagramm außerdem ein Triggersignal, dass dem Triggersignal Thg gemäß Figur 3 entspricht, dass dort der Ableitblock 308 ausgibt.
Die drei Prüfsignale Um, Pm und Qm sind dort normiert dargestellt, nämlich auf Nennwerte normiert. Die Zahlen sind dabei als "milli" dargestellt, so dass die Skala statt von -1 bis +1 von -1000 bis +1000 reicht. Gemäß dem vorgeschlagenen Verfahren werden von diesen drei Prüfsignalen zur weiteren Auswertung besonders in dem Ableitblock 308 auch Ableitungen gebildet, bevor eine weitere Auswertung erfolgt. Diese Ableitungen sind hier der Einfachheit halber nicht dargestellt. In der Figur 4 ist zu erkennen, dass alle drei Prüfsignale zunächst wenig Schwingungen aufweisen. Das Spannungsprüfsignal Um und das Blindleistungsprüfsignal Qm weisen anfangs zunächst etwa einen konstanten Wert auf. Es wird also konstante Blindleistung eingespeist. Das Spannungsprüfsignal Um sinkt etwas ab, wobei das Absinken kleiner als 1 % ist.
Das Wirkleistungsprüfsignal zeigt einen etwas steigenden Wert an. Dieser Anstieg kann auch auf zunehmende Windgeschwindigkeiten zurückzuführen sein. Die Zunahme in 15 Sekunden um etwa 3 % fällt aber vergleichsweise gering aus, lässt jedenfalls keinen Schluss auf niederfrequente Schwingungen zu. Kurz vor dem Zeitpunkt h ist zu erkennen, dass alle drei Prüfsignale zunehmende Oszillationen aufweisen. In der Graphik der schematischen Darstellung gemäß Figur 4 scheint die Zunahme der Oszillationen offensichtlich und leicht erkennbar zu sein. Für eine automatische Auswertung mittels eines Prozessrechners ist dieser Zusammenhang aber nicht ohne Weiteres identifizierbar. Deswegen wird vorgeschlagen, jeweils eine Ableitung dieser drei Prüfsignale, nämlich des Spannungsprüfsignals Um, des Wirkleistungsprüfsignals Pm und des Blindleistungsprüfsignals Qm vorzunehmen. Bei einer solchen Ableitung, die in der Figur 4 allerdings nicht dargestellt ist, treten dann die Schwingungen verstärkt hervor. Die Ableitungen werden dann zum Zeitpunkt h so groß, dass sie ihre jeweilige Prüfgrenze überschreiten und deswegen auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkannt wurde.
Dabei liegt hier eine Auswertung zu Grunde, die auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkennt, wenn das Spannungsprüfsignal und das Blindleistungsprüfsignal jeweils ihre Prüfgrenze überschreiten, und/oder wenn das Spannungsprüfsignal und das Wirkleistungsprüfsignal jeweils ihre Prüfgrenze überschreiten. Im Beispiel der Figur 4 sind zum Zeitpunkt t1 beide Kriterien erfüllt. Der Einfachheit halber zeigt das Triggersignal T g zum Zeitpunkt ti der Fall ist, springt das Triggersignal T rig von 0 auf den Wert 1 hoch. Wenn nur eines der Kriterien erfüllt ist, nimmt das Triggersignal Thg einen kleineren Wert an, der aber deutlich größer als null ist, z.B. 0,8.
Nur wenn keines der Kriterien erfüllt ist, nimmt das Triggersignal Thg den Wert 0 an. Des- wegen fällt das Triggersignal Thg teilweise auf diesen kleineren Wert von etwa 0,8 ab, weil dort das Wirkleistungsprüfsignal, oder das Blindleistungsprüfsignal in den zeitlichen Berei- chen unter ihre Prüfgrenze abgefallen sind. Das Spannungsprüfsignal ist während der gesamten dargestellten Zeit ab dem Zeitpunkt h nicht unter seine Prüfgrenze abgefallen, denn in dem Fall wäre das Triggersignal T rig auf den Wert 0 abgefallen.
Das Triggersignal T rig kann dann dazu führen, wenn es nicht den Wert 0 annimmt, dass eine Dämpfungsmaßnahme eingeleitet wird, oder sogar eine Abschaltung eines Windenergiesystems erfolgt, oder sogar das Windenergiesystem vom elektrischen Versorgungsnetz getrennt wird.
Figur 5 zeigt veranschaulichend eine Windenergieanlage 500 mit einer Steuereinrichtung 502, die genau wie der eben gezeigte Wechselrichter 504 als Teil der Windenergieanlage 500 anzusehen ist und bspw. im Turm 506 der Windenergieanlage angeordnet sein könnte, wobei hier nur der Übersichtlichkeit halber der Wechselrichter 504 und die Steuereinrichtung außerhalb der übrigen Windenergieanlage 500 dargestellt ist.
Der Wechselrichter 504 erhält aus den Wind erzeugte Leistung als ein Gleichspannungssignal und führt darauf basierend das Wechselrichten aus und erzeugt einen dreiphasigen Einspeisestrom li,2,3 bei einer dreiphasigen Spannung U-1,2,3. Dies kann über einen Transformator 508 in das elektrische Versorgungsnetz 510 an einem dort angedeuteten Netzanschlusspunkt 512 eingespeist werden.
Zum Durchführen eines vorgeschlagenen Verfahrens zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen können zunächst Strom und Spannung mit einem angedeuteten Mess- sensor 514 gemessen und an die Erfassungseinrichtung 526 übergeben werden. Die Erfassungseinrichtung 516 und der Messsensor 514 können auch eine gemeinsame Einheit bilden.
Die Erfassungseinrichtung 516 erfasst somit aus den übergebenen Messungen zumindest ein Testsignal. Hier können Spannung und Strom jeweils ein Testsignal bilden. Dieses Testsignal bzw. hier diese Testsignale werden dann an die Filtereinheit 518 übergeben, die eine Filterung durchführt und insbesondere diese Filterung so durchführt, dass im Wesentlichen nur noch Signalanteile mit gewünschten Frequenzen, nämlich im Bereich der zu erwartenden niederfrequenten Schwingungen verbleiben. Diese so gefilterten Signale werden als Prüfsignale verwendet und an die Ableiteinheit 520 übergeben. Das Symbol der Ableiteinheit 520 deutet auf eine zeitkontinuierliche Ableitung hin, aber besonders beim Vorliegen diskreter Signale kommt natürlich auch eine diskrete Ableitung durch Differenzbildung in Betracht. Jedenfalls wird das so abgeleitete Signal bzw. diese abgeleiteten Signale an die Erkennungseinheit 522 übergeben, die dann ein vorgegebenes Prüfkriterium prüft, insbesondere für jedes empfangene abgeleitete Prüfsignal prüft, ob eine vorgegebene P rüfg re nze jeweils überschritten ist. Als Ergebnis kann die Erkennungseinheit 522 ein Triggersignal an einen Prozessrechner 524 übergeben.
Der Prozessrechner 524 steuert grundsätzlich den Wechselrichter an, übernimmt ggf. weitere Steueraufgaben, und kann diese Ansteuerung auch abhängig des von der Erkennungseinheit 522 empfangenen Triggersignals machen. Besonders dann, wenn eine niederfrequente Schwingung oder mehrere niederfrequente Schwingungen erkannt wurden, kann der Prozessrechner 524 den Wechselrichter 504 entsprechend verändert ansteuern, in dem bspw. eine Reduzierung der einzuspeisenden Leistung vorgegeben wird. Dazu kann, was Figur 5 nicht zeigt, der Prozessrechner 524 zudem weitere Steuerungen in der Windenergieanlage vornehmen, wie bspw. das Verstellen der Rotorblätter, um auch entsprechend weniger Leistung aus dem Wind zu entnehmen. Außerdem oder alternativ kommt in Betracht, dass im Falle erkannter niederfrequenter Schwingungen zum Schutz der Windenergieanlage das Einspeisen eingestellt wird und ggf. ein Sicherheitsschalter geöffnet wird, der der Einfachheit halber in Figur 5 allerdings nicht gezeigt ist.
Somit wurde besonders ein Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen vor- geschlagen. Dieses berücksichtigt, dass Energiesysteme schwingungsfähige Systeme sind, die natürliche Moden unterhalb und ggf. auch oberhalb der Systemfrequenz besitzen. Als Systemfrequenz ist hier die Netzfrequenz anzunehmen, also üblicherweise 50 Hz oder 60 Hz. Wenn angeregt, können solche Schwingungen die Systemstabilität beeinträchtigen.
Windenergieanlagen können auch zur Stabilisierung, oder bei falscher Handhabung sogar zur Destabilisierung des Energiesystems beitragen. Es ist zu beachten, dass die Lebensdauer einer Windenergieanlage etwa 25 Jahre betragen kann und in dieser Zeit das Energiesystem sich auch stark ändern und entwickeln kann.
Die nun vorgeschlagene Beobachtung niederfrequenter Schwingungen, die auch als Energiesystemschwingungen oder Power System Oscillations (PSO) bezeichnet werden, kann nicht nur ein Warnsystem für den Betrieb von Windenergieanlagen oder Windparks ver- wendet werden, sondern diese Information als Ergebnis der Beobachtung kann auch benutzt werden, um geeignete Dämpfungssignale durch den Windpark oder ggf. durch eine Windenergieanlage, zur Bedämpfung der Energiesystemschwingungen zu verwenden.
Das vorgeschlagene Verfahren kann auch als Algorithmus in einer Steuereinrichtung, ins- besondere einem Prozessrechner, implementiert werden. Im Falle eines Windparks als Windenergiesystem kommt dazu auch ein zentraler Parkrechner bzw. eine zentrale Parksteuereinheit in Betracht, auf der das Verfahren implementiert sein kann. Besonders die Erfassungseinrichtung, Filtereinheit, Ableiteinheit und Erkennungseinheit, wie sie in der Figur 5 veranschaulicht sind, können auch in einer gemeinsamen Steuereinheit zusammen- gefasst sein, oder als Algorithmen oder Softwareblöcke implementiert sein.
Der vorgeschlagene Algorithmus bzw. das vorgeschlagene Verfahren basiert besonders auf der Analyse von Spannungs- und Leistungsgradienten. Auswertungen können im Übrigen vor Ort an der Windenergieanlage, oder in dem Windpark vorgenommen werden, oder auch in einer entfernten Überwachungszentrale. Dazu besteht dann die Möglichkeit, dass die nötigen Daten per SCADA übertragen werden.
Im Übrigen kann das vorgeschlagene Verfahren auch für Verbrauchereinheiten angewendet werden, und grundsätzlich auch für herkömmliche Kraftwerke. Bspw. können Verbrauchereinheiten ggf. im Falle erkannter niederfrequenter Schwingungen ihr Verhalten ändern oder sich ggf. vom elektrischen Versorgungsnetz trennen. Besonders wird auch eine Lösung geschaffen, die ein Verfahren zur Onlinedetektion der Energiesystemschwingungen ermöglicht.
Besonders ist für das Verfahren vorgesehen, dass eine Online-Analyse von transienten Messdaten an einem Netzanschlusspunkt eines Windparks erfolgt. Das ist besonders deswegen vorteilhaft, weil bei Windparks üblicherweise eine zentrale Parksteuereinheit dort angeordnet ist. Es kann somit sofort und vor Ort die Analyse vorgenommen werden. Es wird vorgeschlagen, dass Spannungen und Ströme ausgewertet werden, geeignet gefiltert werden und dass schließlich als letztes die Berechnung der zeitlichen Gradienten der gefilterten Spannung und berechneter Leistungssignale erfolgt. Durch geeignete Parametrierung der Prüfgrenzen, die auch als Schwellwert bezeichnet werden können, lassen sich dann daraus niederfrequente Schwingungen detektieren.

Claims

Ansprüche
1 Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz (510), wobei das elektrische Versorgungsnetz (510) eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist, umfassend die Schritte:
Erfassen wenigstens eines elektrischen Signals des elektrischen Versorgungsnetzes (510) als wenigstens ein Testsignal und
Filtern und/oder Transformieren des wenigstens einen erfassten Testsignals in wenigstens ein Prüfsignal,
zeitliches Ableiten des wenigstens einen Prüfsignals oder Differenzbildung zeitlich beabstandeter Werte des Prüfsignals, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten,
Erkennen auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung, wenn das Gradientensignal bzw. wenigstens eines der Gradientensignale ein vorgegebenes Prüfkriterium erfüllt, insbesondere wenigstens eine vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird.
2 Verfahren nach Anspruch 1 ,
dadurch gekennzeichnet, dass
als Prüfkriterium ein Gradientenmaximalwert vorgegeben wird und auf das Vorliegen der niederfrequenten Schwingung erkannt wird, wenn das Gradientensignal den Gradientenmaximalwert wenigstens einmal überschreitet, insbesondere, wenn
das Gradientensignal wenigstens für einen vorgegebenen Mindestzeitraum über dem Gradientenmaximalwert liegt.
3 Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet, dass
als Gradientensignal eine Differenz zwischen maximalem und minimalem Wert des Prüfsignals in einem betrachteten Prüfzeitraum verwendet wird.
4 Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
als ein erstes Testsignal eine Netzspannung des elektrischen Versorgungsnetzes, insbesondere dreiphasig, erfasst wird und als ein zweites Testsignal ein in das elektrische Versorgungsnetz (510) eingespeister Einspeisestrom, insbesondere dreiphasig, erfasst wird und insbesondere
das erste und zweite Testsignal in wenigstens ein Prüfsignal transformiert werden.
5. Verfahren nach Anspruch 4,
dadurch gekennzeichnet, dass
das erste und zweite Testsignal in ein Spannungssignal, ein Wirkleistungssignal und ein Blindleistungssignal als Spannungsprüfsignal (Um), Wirkleistungsprüfsignal (Pm) bzw. Blindleistungsprüfsignal transformiert werden, und das Spannungsprüfsignal (Um), das Wirkleistungsprüfsignal (Pm) und das Blindleistungsprüfsignal (Qm) jeweils zeitlich abgeleitet werden, oder eine Differenz gebildet wird, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten, nämlich ein Spannungsgradientensignal, ein Wirkleistungsgradientensignal und ein Blindleistungsgradientensignal, wobei
das Spannungsgradientensignal, das Wirkleistungsgradientensignal und das Blindleistungsgradientensignal auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung geprüft werden, insbesondere so, dass
das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung angenommen wird, wenn wenigstens in dem Spannungsgradientensignal und dem Wirkleistungsgradientensignal oder in dem Spannungsgradientensignal und dem Blindleistungsgradientensignal eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde.
6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
- als ein weiteres Testsignal eine Netzfrequenz des elektrischen Versorgungsnetzes, erfasst wird,
das weitere Testsignal in ein Frequenzsignal als Frequenzprüfsignal transformiert wird,
das Frequenzprüfsignal zeitlich abgeleitet wird, oder eine Differenz gebildet wird, um ein Frequenzgradientensignal zu erhalten,
das Frequenzgradientensignal und insbesondere wenigstens ein weiteres Gradientensignal auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung geprüft werden, insbesondere so, dass das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung angenommen wird, wenn in dem Frequenzgradientensignal und in wenigstens einem der Gradientensignale der Liste aufweisend
ein Spannungsgradientensignal,
- ein Wirkleistungsgradientensignal und
ein Blindleistungsgradientensignal
eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
zum Erfassen des wenigstens eines elektrischen Signals des elektrischen Versorgungsnetzes als Testsignal
eine dreiphasige Netzspannung erfasst wird und daraus über eine Transformation eine Gleichgroße, insbesondere eine Raumzeigergröße der Spannung gebildet wird, insbesondere dass eine Mitsystemspannung nach dem Verfahren der Symmetrischen Komponenten bestimmt wird, die ein bildet und/oder ein dreiphasiger Einspeisestrom erfasst wird und daraus über eine Transformation eine Gleichgroße, insbesondere eine Raumzeigergröße der Spannung gebildet wird, insbesondere dass ein Mitsystemstrom nach dem Verfahren der Symmetrischen Komponenten bestimmt wird, der ein Prüfsignal bildet, wobei vorzugsweise
die Gleichgroße oder Raumzeigergröße der Spannung bzw. die Mitsystemspannung und die Gleichgroße oder Raumzeigergröße des Stromes bzw. der Mitsystemstrom in ein Spannungssignal, ein Wirkleistungssignal und ein Blindleistungssignal als Spannungsprüfsignal (Um), Wirkleistungsprüfsignal (Pm) bzw. Blindleistungsprüfsignal (Qm) transformiert werden.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
vom Abklingen der einen oder mehreren erkannten niederfrequenten Schwingungen ausgegangen wird, wenn das wenigstens eine Gradientensignal jeweils eine vorge- gebene Beendigungsgrenze unterschritten hat, die jeweils kleiner als die Prüfgrenze ist.
9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass mittels einer Windenergieanlage oder eines Windparks in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird und
das Erkennen niederfrequenter Schwingungen mittels der Windenergieanlage bzw. mittels des Windparks durchgeführt wird.
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
auf eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung erkannt wird, wenn
in dem Spannungsgradientensignal und dem Wirkleistungsgradientensignal oder in dem Spannungsgradientensignal und dem Blindleistungsgradientensignal jeweils eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde, und diese erkannten niederfrequenten Schwingungen gleiche Schwingfrequenz aufweisen, wobei insbesondere
zusätzlich überprüft wird, ob die Netzfrequenz mit derselben Schwingfrequenz schwingt.
1 1. Verfahren nach Anspruch 10,
dadurch gekennzeichnet, dass
als Spannungsgradientensignal, Wirkleistungsgradientensignal und Blindleistungsgradientensignal jeweils eine Differenz zwischen maximalem und mini- malern Wert des entsprechenden Prüfsignals in einem betrachteten Prüfzeitraum verwendet wird und
eine gleiche Schwingfrequenz dadurch erkannt wird, dass
derselbe Prüfzeitraum verwendet wird und/oder
jeweilige Zeitabstände zwischen maximalem und minimalem Wert des entsprechenden Prüfsignals für das Spannungsgradientensignal, das
Wirkleistungsgradientensignal bzw. das Blindleistungsgradientensignal gleich oder ähnlich sind.
12. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein Gradientenquotient als Quotient zweier Gradientensignale gebildet wird und
abhängig des Gradientenquotienten auf eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung erkannt wird, wobei insbesondere als Gradientenquotient ein Spannungs-Wirkleistungs-Quotient (dU/dP) als Quotient zwischen Spannungsgradientensignal und Wirkleistungsgradientensignal gebildet wird und/oder
ein Spannungs-Blindleistungs-Quotient (dU/dQ) als Quotient zwischen Spannungsgradientensignal und Blindleistungsgradientensignal gebildet wird, und
auf eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung erkannt wird, wenn
der Spannungs-Wirkleistungs-Quotient (dU/dP) und/oder - der Spannungs-Blindleistungs-Quotient (dU/dQ) negativ sind.
13. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet, dass
Schwingungen klassifiziert werden, und
- eine gefundene Schwingklassifizierung ausgegeben wird, wobei insbesondere
eine Schwingklassifizierung ausgewählt ist aus der Klassifizierungsliste aufweisend:
es wurde für ein bzw. das Netzspannungssignal und ein bzw. das Wirkleistungssignal eine niederfrequente Schwingung erkannt, es wurde für das Netzspannungssignal und ein bzw. das Blindleistungssignal eine niederfrequente Schwingung erkannt,
es wurde für das Spannungssignal, das Wirkleistungssignal und das Blindleistungssignal eine niederfrequente Schwingung erkannt, und - es wurde für die Netzfrequenz und wenigstens eines der Signale aus der Liste aufweisend
das Spannungssignal,
das Wirkleistungssignal und
das Blindleistungssignal,
eine niederfrequente Schwingung erkannt.
14. Windenergiesystem, nämlich Windenergieanlage (100, 500) oder Windpark mit mehreren Windenergieanlagen, zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz (510), wobei das elektrische Versorgungsnetz (510) eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist und das Windenergiesystem umfasst: eine Erfassungseinrichtung (516) zum Erfassen wenigstens eines elektrischen Signals des elektrischen Versorgungsnetzes als wenigstens ein Testsignal,
eine Filtereinheit zum Filtern und/oder Transformieren des wenigstens einen erfassten Testsignals in wenigstens ein Prüfsignal,
eine Ableiteinheit (520) zum zeitliches Ableiten des wenigstens einen Prüfsignals oder zur Differenzbildung zeitlich beabstandeter Werte des Prüfsignals, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten,
eine Erkennungseinheit (522) zum Erkennen auf das Vorliegen einer nieder- frequenten Schwingung, wenn das Gradientensignal bzw. wenigstens eines der Gradientensignale ein vorgegebenes Prüfkriterium erfüllt, insbesondere wenigstens eine vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird.
15. Windenergiesystem nach Anspruch 14,
dadurch gekennzeichnet, dass
- das Windenergiesystem eine Steuereinrichtung (502) aufweist und
die Steuereinrichtung (502) dazu vorbereitet ist, ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13 durchzuführen.
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