Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Austauschen elektrischer Leistung mit einem elektrischen Versorgungsnetz. Insbesondere betrifft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zum Austauschen elektrischer Leistung zwischen einer Windenergieanlage oder einem Wind park mit einem elektrischen Versorgungsnetz. Außerdem betrifft die vorliegende Erfindung eine entsprechende Windenergieanlage bzw. einen entsprechenden Wind park.

Im Wesentlichen betrifft das Austauschen elektrischer Leistung das Einspeisen elektrischer Leistung, da aber besonders Blindleistung nicht nur eingespeist, sondern auch entnommen werden kann, je nach Situation, liegt somit auch ein Verfahren bzw. eine Vorrichtung zum Austauschen elektrischer Leistung vor. Grundsätzlich kann aber auch Wirkleistung aus dem elektrischen Versorgungsnetz entnommen werden.

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

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

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

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

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

Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender PCT-Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2016 115 431 A1 und Fu, Y. et al. "Damping control of PMSG-based wind turbines for power System stability enhancement" In: 2nd I ET Renewable Power Generation Conference (RPG 2013), Beijing, 2013.

Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der o.g. Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung geschaffen werden, bei der eine Schwingungsanregung eines Synchrongenerators, besonderes nach einem Netzfehler, vermieden wird oder sogar bei ihrem Auftreten reduziert oder zusätzlich reduziert wird. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden. Erfindungsgemäß wird ein Verfahren nach Anspruch 1 vorgeschlagen. Dieses Verfahren betrifft ein Verfahren zum Austauschen elektrischer Leistung mit einem elektrischen Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz aufweist, mittels einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit, insbesondere einer Windenergieanlage, an einem Netzanschlusspunkt. Im Übrigen kann eine umrichtergeführte Erzeugungseinheit synonym auch als umrichtergesteuerte Erzeugungseinheit oder umrichtergesteuerter Einspeiser bezeichnet werden. Die umrichtergeführte Erzeugungseinheit, die als Windenergieanlage ausgebildet sein kann, oder auch als Wind park, tausch somit Leistung mit dem elektrischen Versorgungsnetz aus.

Dieser Austausch erfolgt zunächst so, dass die elektrische Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion ausgetauscht wird, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann.

Die Steuerfunktion steuert die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes. Besonders wird die Leistung in Abhängigkeit einer Netzspannung und/oder einer Netzfrequenz gesteuert. Die Netzspannung bzw. die Netz- frequenz bilden somit jeweils eine mögliche Zustandsgröße. Besonders wird hier die Wirkleistung in Abhängigkeit einer Netzfrequenz und die Blindleistung in Abhängigkeit einer Netzspannung gesteuert. Als Steuerfunktion kann zwischen einer Normalsteuerfunktion und einer zur Normalsteu- erfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktionen gewechselt werden. Es stehen somit unterschiedliche Steuerfunktionen zur Verfügung, besonders eine Normalsteuerfunktion und eine Stützsteuerfunktionen. Besonders die Stützsteuerfunktion kann ihrerseits aber veränderlich sein und/oder bedarfsabhängig aus verschiedenen potentiellen Stützsteuerfunktionen ausgewählt sein.

Die Normalsteuerfunktion wird verwendet, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabil arbeitet. Dies betrifft üblicherweise den Normalfall, in dem nämlich insbesondere kein Netzfehler oder keine Netzstörung vorliegt. Kleine Abweichungen besonders der Netzspannung von einem Nennwert für die Netzspannung als auch der Netzfrequenz von einem Nennwert der Netzfrequenz können auftreten, ohne dass von einem Netzfehler auszugehen ist. Insbesondere steuert die Normalfunktion auch abhängig dieser Werte, so dass sich diese Normalsteuerfunktion auch auf zumindest kleinere Änderungen einstellt. Wenn aber ein Netzfehler oder ein Ende eines solchen Netzfehlers erkannt wurde, wird die Stützsteuerfunktion verwendet. Für die Stützsteuerfunktion ist vorgesehen, dass diese eingespeiste Leistung, also insgesamt die ausgetauschte Leistung, so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, dass einer Schwingung also entgegengewirkt wird. Besonderes ist eine Stützsteuerfunktion vorge- sehen, die einer Schwingung eines im elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwingung entgegenwirken kann.

Dem vorgeschlagenen Verfahren liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass ein Netzfehler oder das Ende eines Netzfehlers eine Schwingung im elektrischen Versorgungs- netz auslösen kann. Das kann besonders durch einen oder mehrere direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundene Synchrongeneratoren verursacht sein. Dazu wird vorgeschlagen, die Stützsteuerfunktion speziell dafür anzupassen. Solange das elektrische Versorgungsnetz fehlerfrei arbeitet, wird eine solche spezielle Stützsteuerfunktion nicht benötigt und es kann die Normalsteuerfunktion verwendet werden. Tritt aber der Netzfehler auf bzw. ist er beendet, so ist es wichtig, dass sehr schnell auf die richtige Art und Weise reagiert wird. Es ist also wichtig, dass unter Verwendung einer geeigneten Steuerfunktion in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird, wobei eine solche geeignete Steuerfunktion möglichst schnell auch bereitstehen sollte. Dazu wird die Stützsteuerfunktion vorgeschlagen, die bereits an eine solche Situation, nämlich den Netzfehler bzw. sein Ende angepasst ist, und gleichzeitig auch auf eine Situation vorbereitet ist, bei der die genannten Schwingungen zu erwarten sind. Durch die Verwendung dieser Stützsteuerfunktion können nämlich für eine solche Situation bereits voreingestellte Parameter und/oder Charakteristika ausgewählt werden. Diese voreinge- stellten Parameter bzw. Charakteristika werden durch die vorgeschlagene Stützsteuerfunktion bereitgestellt und diese braucht dann im Falle des Netzfehlers bzw. bei Ende des Netzfehlers nur verwendet zu werden.

Solche voreingestellten Parameter betreffen besonders Steilheilten von Rampen oder Teilrampen, mit denen eine Blindleistung und/oder eine Wirkleistung nach dem Fehler wieder erhöht werden. Das kann auch schrittweise erfolgen. Dabei kann auch dieses genannte Hochfahren von Wirkleistung und Blindleistung aufeinander abgestimmt sein. Besonders kann in dieser Stützsteuerfunktion dadurch hinterlegt sein, eine der beiden Leistungen von Wirkleistung und Blindleistung schneller wieder hoch zu fahren.

Die Stützsteuerfunktion kann auch eine Verzögerung mit einer definierten Rampe bein- halten. Dadurch kann berücksichtigt werden, dass unmittelbar nach dem Fehler eine mit dem elektrischen Versorgungsnetze gekoppelte Synchronmaschine um einen gewissen Polradwinkel voreilt, und solange Stabilitätsreserven nicht überschritten sind, würde diese Synchronmaschine nach Spannungswiederkehr anfangen zurück zu beschleunigen. Tritt diese Situation auf, können sich Wind parks, die in der Nähe zu dieser Synchronmaschine an das elektrische Versorgungsnetz angeschlossen sind, besonders auf zwei Arten kritisch verhalten, wenn sie nicht erfindungsgemäß gesteuert werden:

Bei einer Art führen sie eine sehr schnelle Leistungswiederkehr durch, indem schnell die Wirkleistung erhöht wird, ggf. außerdem auch eine für die Situation nicht geeignete Erhöhung der Blindleistung durchgeführt wird. Das kann besonders dann ungünstig sein, wenn der Polradwinkel der Synchronmaschine noch maximal ist. Ein solches Verhalten der Windparks, oder eines einzelnen Wind parks, würde dazu führen, dass unmittelbar nach dem Fehler die Stabilitätsreserve der Synchronmaschine reduziert werden würde und die Synchronmaschine dann kann nicht definiert zurückschwingen könnte und sich schlechter oder gar nicht stabilisie- ren würde.

Bei einer weiteren Art kann eine Leistungswiederkehr durch die Wind parks, oder einen Wind park, durchgeführt werden, während die Synchronmaschine in einem Vorgang beim erneuten Hinschwingen zu einem großen Polradwinkel befindet, was unmittelbar nach Erreichen des unteren Scheitelpunkt ansetzt. In einer solchen Situation beschleunigt die Maschine nicht nur entsprechend ihrer im Magnetfeld gespeicherten Energie, sondern wird durch die Leistungswiederkehr des wenigstens einen Wind parks noch zusätzlich in diese Richtung gestoßen. Den Problemen beider erläuterter Arten kann besonders mit einer Rampe begegnet werden. Es kommt aber darauf an, die Rampe in einer richtigen Art und Weise vorzugeben. Besonders wird vorgeschlagen, dass die Rampe entweder unmittelbar nach Spannungswiederkehr anfängt, oder zunächst eine ganze Schwingungsperiode abwartet. Es wird vorgeschlagen, die Leistungserhöhung nur während des Zurückschwingens hin zum kleineren Polradwinkel durchzuführen. In der Stützsteuerfunktion können aber auch spezielle Charakteristika hinterlegt werden, bei welcher Spannung vom Ende des Netzfehlers ausgegangen wird, um erst dann bspw. ein Hochfahren von Wirkleistung und/oder Blindleistung zu steuern. Auch eine Strategie besonders des Hochfahrens von Wirkleistung und Blindleistung kann in der Stützsteuerfunktion implementiert sein, wie bspw. schrittweise hochzufahren, besonders mit Rampen und dazwischenliegenden Pausen, bei denen der jeweilige Wirk- und/oder Blindleistungswert für eine vorgegebene Zeitdauer beibehalten wird. Solche Parameter und/oder Charakteristika können auch die speziell zu erwartenden Schwingungen bzw. die diese bedingenden Charakteristika des elektrischen Versorgungsnetzes berücksichtigen. Besonders wurde erkannt, dass hier abhängig von vielen Bedingungen eine komplexe Strategie in Betracht kommen kann, die aber durch eine entsprechend voreingestellte Stützsteuerfunktion bereitgestellt werden kann. Besonders kann sie auch dann beim Netzfehler bzw. seines Endes ad hoc zum Einsatz kommen, wenn sie dann statt der Normalsteuerfunktion verwendet wird. Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass die wenigstens eine Stützsteuerfunktion für eine Steuerung in einem Nachfehlerverhalten vorgesehen ist, wobei ein Nachfehlerverhalten ein Verhalten des elektrischen Versorgungsnetzes unmittelbar nach dem Netzfehler bezeichnet. Besonders bezeichnet das Nachfehlerverhalten hier eine Spannungsrückkehr am Netzanschlusspunkt nach einem signifikanten Spannungseinbruch am Netzan- schlusspunkt.

Ein signifikanter Spannungseinbruch ist ein Einbruch der Netzspannung um wenigstens 50 %, bezogen auf die Netznennspannung und/oder bezogen auf die Netzspannung vor dem Spannungseinbruch. Hier wurde besonders erkannt und berücksichtigt, dass der Netzfehler als solcher nicht unbedingt die Verwendung einer Stützsteuerfunktion benötigt, ggf. nach ganz eigenen Vorgaben zu berücksichtigen ist. Besonders kann hier ein sog. Fehlerdurchsteuern im Vordergrund stehen. Ist der Fehler, also dieser Spannungseinbruch, durchsteuert, ist es dann besonders wichtig, wieder in einen stabilen, dann möglichst auch normalen Arbeitspunkt zu fahren. Insbesondere ist es auch wichtig, im Falle der Verwendung einer Windenergieanlage diese wieder in einen Betriebspunkt zu bringen, in dem sie stabil die aus dem Wind verfügbare Leistung einspeist.

Der Weg vom Ende des Netzfehlers bis zu diesem zumindest stabilen Arbeitspunkt kann hier als das Nachfehlerverhalten bezeichnet werden. Besonders auf diesen Vorgang, nämlich das Nachfehlerverhalten ist die dann verwendete Stützsteuerfunktion ausgelegt.

Gemäß einer Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion dazu ausgelegt ist, dass einer Schwingung entgegengewirkt wird, die hervorgerufen wird durch eine Reaktion wenigstens eines direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppel- ten Synchrongenerators auf den Netzfehler bzw. das Ende des Netzfehlers. Diese Ausführungsform konzentriert sich besonders darauf, dass ein direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchrongenerator auf den Netzfehler oder das Ende des Netzfehlers mit einer Schwingung reagiert. Auf diese Schwingung bzw. dieses Verhalten des Synchrongenerators ist die Stützsteuerfunktion ausgelegt und sie kann dadurch einer solchen Schwingung entgegenwirken, wenn die Stützsteuerfunktion verwendet wird.

Vorzugsweise sind mehrere Vorgabefunktionen hinterlegt, besonders in einer Steuereinrichtung der Windenergieanlage oder des Wind parks und aus diesen mehreren hinterlegten Vorgabefunktionen ist die Stützsteuerfunktion auswählbar. Jede hinterlegte Vorgabefunktion bildet somit für sich eine Stützsteuerfunktion und in diesem Sinne kann jede Vorgabefunktion als Stützsteuerfunktion auf besondere Gegebenheiten angepasst sein. Situationsabhängig wird dann zwischen einer der hinterlegten Vorgabefunktionen ausgewählt und die ausgewählte Vorgabefunktion bildet dann die zu verwendende Stützsteuerfunktion.

Diese Auswahl kann auch vor dem Auftreten des Netzfehlers erfolgen. Es kann vor dem Auftreten eines Netzfehlers somit aus mehreren hinterlegten Vorgabefunktionen eine in dem Moment geeignet erscheinende Stützsteuerfunktion ausgewählt werden. Tritt dann kein Netzfehler auf, wird die ausgewählte Stützsteuerfunktion insoweit auch nicht zur Anwendung kommen und es kann sein, dass dann, bevor also überhaupt ein Netzfehler aufgetreten ist, eine neue Situation eine andere Vorgabefunktion als Stützsteuerfunktion ratsam erscheinen lässt. Es wird dann also wieder eine andere Stützsteuerfunktion ausgewählt. Jedes Mal steht dann also eine aus mehreren Vorgabefunktionen ausgewählte Stützsteuerfunktion bereit und kann im Falle des Netzfehlers oder bei Ende des Netzfehlers sofort verwendet werden. Grundsätzlich kommt aber auch in Betracht, dass bei Auftreten des Netzfehlers bzw. beim Ende des Netzfehlers überhaupt erst die Auswahl der Stützsteuerfunktion aus den Vorgabefunktionen durchgeführt wird. Häufig ist es aber ratsam, die Stützsteuerfunktion bereits frühzeitig auszuwählen, damit im Falle des Netzfehlers bzw. zu seinem Ende keine Zeit durch Auswahl der Stützsteuerfunktion verloren geht.

Besonders wird auch vorgeschlagen, dass das Auswählen der Stützsteuerfunktion nicht in Abhängigkeit konkreter Eigenschaften des Netzfehlers erfolgt, sondern abhängig von Eigenschaften des elektrischen Versorgungsnetzes. Wobei hier Eigenschaften das elektrische Versorgungsnetz als solches beschreiben und von Zuständen, wie Netzspannung oder Netzfrequenz zu unterscheiden sind. Solche Eigenschaften des elektrischen Versorgungsnetzes liegen meist längerfristig vor und erlauben daher eine Auswahl der Stützsteuerfunktion als vorsorgliche Auswahl. Eine Netzsensitivität oder ein Kurzschlussstromverhältnis am Netzanschlusspunkt. Dabei beschreibt eine Netzsensitivität für einen Netzanschlusspunkt das Verhältnis einer Spannungsänderung als Antwort auf eine Änderung der eingespeisten Leistung an dem Netzanschlusspunkt. Ein Kurzschlussstromverhältnis beschreibt das Verhältnis eines vom elektrischen Versorgungsnetz an einem Netzanschlusspunkt eines Einspeisers lieferbaren Kurzschlussstroms zur Nennleistung des Einspeisers.

Insbesondere erfolgt das Auswählen der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit eines von extern empfangenem Auswahlsignals. Besonders ein Betreiber des elektrischen Versorgungsnetzes, der vereinfachend als Netzbetreiber bezeichnet wird, kann hierdurch die Auswahl der Stützsteuerfunktion beeinflussen, insbesondere konkret vorgeben oder fordern. Dem liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass der Netzbetreiber die konkrete Situation, also die konkrete Eigenschaft seines elektrischen Versorgungsnetzes gut kennt und daher durch Vorgabe der gewünschten Stützsteuerfunktion auch ein Verhalten für den Fehlerfall bzw. Nachfehlerfall vorgeben kann. Dadurch dass die Vorgabefunktionen hinterlegt sind, können sie durch ein sehr einfaches Signal ausgewählt werden: Sind also bspw. vier Vorgabefunktionen hinterlegt, aus denen die Stützsteuerfunktion ausgewählt werden kann, kann der Netzbetreiber, veranschaulichend und exemplarisch ge- sprachen, die Auswahl durch ein einfaches 2-Bit-Signal vornehmen. Entsprechend wird eine geringe Bandbreite benötigt, die im Übrigen auch regelmäßig das Implementieren eines höheren Sicherheitsstandards ermöglicht.

Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass zusätzlich oder alternativ das Auswählen der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit von Topologieinformationen bzw. Topologieeigen- schäften des elektrischen Versorgungsnetzes erfolgt. Besonders durch solche Topologieinformationen bzw. -eigenschaften kann das elektrische Versorgungsnetz zu einem guten Grade hinsichtlich seiner momentanen Eigenschafen identifiziert werden.

Solche Topologieinformationen können eine oder mehrere Schalterstellungen im elektrischen Versorgungsnetz sein. Dies betrifft insbesondere Schalterstellungen von Netztrennschaltern, die zum Trennen oder Verbinden von Netzabschnitten des elektrischen Versorgungsnetzes vorgesehen sind. Besonders durch solche Schalter bzw. deren Schalterstellungen kann erkannt werden, welche Art von Verbrauchern und welche Art von Erzeugern mit dem Netzabschnitt, in den eingespeist wird, verbunden sind. Besonders kann bspw. ein geöffneter Netztrennschalter bedeuten, dass ein direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchrongenerator aber nicht mit dem Netzabschnitt mehr gekoppelt ist, in den eingespeist wird, weil nämlich dieser geöffnete Netztrennschalter dazwischen liegt. Es wäre dann eine Stützsteuerfunktion auszuwählen, die nicht auf diesen direkt gekoppelten Synchrongenerator ausgerichtet ist, denn dieser ist in diesem Moment für diese Stützsteuerfunktion nicht erreichbar. Entsprechend kann auch wieder eine andere Stützsteuerfunktion ausgewählt werden, wenn besagter Netztrennschalter wieder geschlossen ist. Dann ist es ratsam, dass die Stützsteuerfunktion den nun relevanten direkt gekoppelten Synchrongenerator in seinem Verhalten berücksichtigt.

Außerdem oder alternativ können die Topologieinformationen Informationen zu verbun- denen Erzeugereinheiten aufweisen. Insbesondere Informationen zu im elektrischen Versorgungsnetz dominierenden Arten von Erzeugereinheiten, nämlich insbesondere Informationen zu direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongeneratoren. Besonders Großkraftwerke sind insoweit dominierende Arten von Erzeugereinheiten und diese weisen auch entsprechend große direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelte Synchrongeneratoren auf. Gerade solche großen, direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchrongeneratoren können der Grund für eine Schwingung nach einem Netzfehler sein. Entsprechend wird vorgeschlagen, diese Informationen als Topologieinformationen zu berücksichtigen und davon abhängig die Stützsteuerfunktion auszuwählen. Gemäß einer Ausführungsform wird alternativ oder ergänzend vorgeschlagen, dass das Auswählen der Stützsteuerfunktion in Abhängigkeit eines Auswerteergebnisses einer vorbestimmten Auswertelogik erfolgt. Hier liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass ein solches Auswählen der Stützsteuerfunktion nicht nur automatisiert, sondern auch gut nachvollziehbar und auch gut reproduzierbar durchgeführt werden sollte. Dafür wird die Verwendung einer Auswertelogik vorgeschlagen. Eine solche Auswertelogik kann bspw. genannte Schalterstellungen berücksichtigen. Bspw. kann je nach Schalterstellung eines ersten Schalters eine Gruppe von Vorgabefunktionen als Stützsteuerfunktion ausgeschlossen werden und eine andere in die engere Wahl kommen. Abhängig weiterer Informationen, z.B. zu verbundenen Erzeugereinheiten, kann dann aus der Gruppe, die in der engeren Wahl ist, eine kleinere Gruppe oder bereits die konkrete Vorgabefunktion ausgewählt werden.

Gemäß einer weiteren Ausgestaltung wird vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion einstellbar ist. Auch dadurch kann die Stützsteuerfunktion an entsprechende Gegeben- heiten angepasst werden. Im Ergebnis kann durch das Einstellen der Stützsteuerfunktion das erreicht werden, was auch oben im Zusammenhang mit dem Auswählen einer Stützsteuerfunktion aus mehreren Vorgabefunktionen beschrieben wurde. Durch das Einstellen gibt es dabei grundsätzlich mehr Möglichkeiten der Einstellungen bzw. mehr Freiheitsgrade, als beim Auswählen aus mehreren Vorgabefunktionen. Dieser Vorteil wird aber dadurch erkauft, dass das Einstellen bei der Umsetzung auch komplexer sein kann und ggf. eine Auswahl aus mehreren Vorgabefunktionen eindeutiger und besser reproduzierbar sein kann.

Insbesondere wird vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion über eine Datenschnittstelle von extern einstellbar ist. Insbesondere wird hier die Möglichkeit geschaffen, dass ein Netzbetreiber die Stützsteuerfunktion einstellen kann.

Außerdem oder alternativ wird vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion von extern übertragen wird. Die Auswahl der Stützsteuerfunktion kann somit dadurch erfolgen, dass die auszuwählende Stützsteuerfunktion von extern übertragen wird. Damit kann von extern, also insbesondere von einem Netzbetreiber, eine aus seiner Sicht sinnvolle Stützste ue rfu nktion ausgewählt und dann zur Verwendung übertragen werden. Die Verwendung erfolgt aber auch dann erst, wenn ein Netzfehler oder das Ende eines Netzfehlers auftritt. Grundsätzlich kommt auch hier in Betracht, dass erst zum Netzfehler bzw. zum Ende des Netzfehlers, wenn also statt einer Normalsteuerfunktion die Stützsteuerfunktion verwendet werden soll, diese übertragen wird. Dadurch kann ad hoc immer die richtige Stützsteuerfunktion bereitgestellt und verwendet werden, es besteht aber die Gefahr, dass hierbei zu viel Zeit verloren geht.

Vorzugsweise erfolgt das Einstellen der Stützsteuerfunktion dadurch, dass Parameter der Stützste ue rfu nktion eingestellt werden. Solche Parameter sind insbesondere eine Stei- gung einer Blindleistungsrampe und/oder eine Steigung einer Wirkleistungsrampe, die jeweils angibt, wie stark nach dem Netzfehler bzw. dem Ende des Netzfehlers die Wirkleistung bzw. Blindleistung ansteigt. Die Parameter können auch jeweils den Beginn einer Rampe spezifizieren, besonders bezogen auf das Ende des Netzfehlers.

Auch das Einstellen der Stützsteuerfunktion wird vorzugsweise in Abhängigkeit von Topologieinformationen durchgeführt. Die Erläuterungen, die in diesem Zusammenhang zum Auswählen einer Stützsteuerfunktion aus einer Vorgabefunktion in Abhängigkeit von Topologieinformationen gegeben wurden, sind hier sinngemäß ebenso anzuwenden.

Vorzugsweise wird eine Umrichterdurchdringung ermittelt. Die Umrichterdurchdringung ist ein Maß für den Anteil Leistung, der durch umrichtergesteuerter Einspeiser eingespeist wird, zu durch direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchronmaschinen eingespeister Leistung. Hier wurde besonders erkannt, dass sich diese beiden unterschiedlichen Einspeiser auch signifikant in ihrem Verhalten unterscheiden können. Besonders wurde auch erkannt, dass besonders eine Zunahme regenerativer Energieerzeuger und damit Energieeinspeiser der Anteil solcher Einspeiser erhöht, die durch Umrichter in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen. Ein durch einen Umrichter gesteuerter Einspeiser ist besonders eine Windenergieanlage oder sogar ein Wind park, wobei die Einspeisung mittels wenigstens eines Umrichters, also eines Frequenzwechselrichters, erfolgt, der die Leistung unmittelbar einspeist, indem er besonders ein Stromsignal nach Frequenz und Phase vorgibt, oder ein Spannungssignal. Es kommt auch in Betracht, dass ein solcher Umrichter nicht oder nur teilweise direkt in das elektrische Versorgungsnetz einspeist, sondern, zumindest zum Teil, Leistung dadurch einspeist, dass er eine sog. doppelt gespeiste Asynchronmaschine ansteuert.

In jedem Fall unterscheiden sich solche umrichtergesteuerte Einspeiser von direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchronmaschinen dadurch, dass sie sehr schnell und sehr flexibel reagieren können und insbesondere gut durch einen Mikroprozessor gesteuert werden können und dadurch ihr Einspeisesignal sehr gezielt auf Vorgaben anpassen können. Im Gegensatz dazu hängt die Eigenschaft des Einspeisers mittels direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchrongeneratoren auch erheblich von deren physikalischen Eigenschaften ab. Direkt gekoppelte Synchrongeneratoren neigen insoweit eher zu Schwingungen bzw. sind dabei schlechter durch eine Steuerung zu beeinflussen, als dies bei umrichtergesteuerten Einspeisern der Fall ist. Auch eingangs geschilderte und auch später noch geschilderte Reaktionseigenschaf- ten direkt gekoppelter Synchrongeneratoren auf Netzfehler oder deren Ende treten bei umrichtergesteuerten Einspeisern so nicht auf.

Davon ausgehend wurde erkannt, dass eine Umrichterdurchdringung eine signifikante Eigenschaft des elektrischen Versorgungsnetzes sein kann, die auch Auswirkungen auf ein Fehlerverhalten bzw. Nachfehlerverhalten hat und genau das kann durch entspre- chend angepasste Stützsteuerfunktionen berücksichtigt werden. Dabei kann sich die Umrichterdurchdringung auf das elektrische Versorgungsnetz beziehen, in das eingespeist wird, oder es kann sich auf einen Teilabschnitt des elektrischen Versorgungsnetzes beziehen, oder es kann sich auch auf einen um den Netzanschlusspunkt, in den eingespeist wird, definierten Nahbereich beziehen. Besonders kann auch die Betrachtung einer Umrichterdurchdringung bspw. in einem Abschnitt des Europäischen Verbundnetzes sinnvoll sein. Das Europäische Verbundnetz, um dieses Beispiel weiter zu verwenden, ist zwar sehr groß und ein umrichtergesteuerter Einspeiser, der bspw. in Dänemark einspeist, wird häufig wenig Einfluss auf ein Verhalten in Spanien haben, gleichwohl kann aber regional eine Umrichterdurchdringung Einfluss haben. Besonders ein Schwingvor- gang, der hier berücksichtigt wird, kann auch in einem Teilabschnitt des Versorgungsnetzes oder in einem Nahbereich auftreten, auch ohne dass dieser Teilabschnitt oder dieser Nahbereich von dem restlichen elektrischen Versorgungsnetz, in diesem Beispiel also dem Europäischen Verbundnetz, getrennt sein muss.

Besonders wenn aber ein kleines elektrisches Versorgungsnetz vorliegt, wie bspw. ein Inselnetz, so kann sich die Umrichterdurchdringung auch auf das gesamte elektrische Versorgungsnetz beziehen. Eine solche Situation könnte bspw. für ein elektrisches Versorgungsnetz in der Größe des elektrischen Versorgungsnetzes in Irland der Fall sein, oder für elektrische Versorgungsnetze, die kleiner sind.

Es wird somit vorgeschlagen, dass in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdrin- gung die Stützsteuerfunktion eingestellt oder ausgewählt wird. Auch hier kommen sämtliche bereits beschriebenen Arten der Einstellung oder Auswahl der Stützsteuerfunktion in Betracht. Besonders ist bei einer hohen Umrichterdurchdringung ist zu berücksichtigen, dass zum Einen mit einer geringen Schwinganfälligkeit des elektrischen Versorgungsnetzes zu rechnen ist, andererseits aber auch damit zu rechnen ist, dass die übrigen, nämlich vielen umrichtergesteuerten Einspeiser bei ermittelten hohen Umrichterdurchdringung selbst alle ggf. einer Schwingung entgegenwirken können. Es ist also zu berücksichtigen, dass es viele weitere umrichtergesteuerte Einspeiser gibt, die etwaigen Schwingungen entgegen zu steuern versuchen. Entsprechend wird vorgeschlagen, dass dies in die Berücksichtigung derart einfließt, dass eine Steuerungsüberreaktion vermieden wird.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass das Verfahren dadurch ge- kennzeichnet ist, dass eine Stützsteuerfunktionen einen Wirkleistungsanteil und einen Blindleistungsanteil steuert, insbesondere dass dafür eine Wirkleistungsfunktion und eine Blindleistungsfunktion vorgesehen sind. Die Wirkleistungsfunktion und die Blindleistungsfunktion können in der Stützsteuerfunktion zusammengefasst sein. Insbesondere können sie zusammen die Stützsteuerfunktion bilden. Der Wirkleistungsanteil ist dabei zum Erreichen einer ersten Stützaufgabe vorgesehen, insbesondere zum Erreichen einer Frequenzstützung. Der Blindleistungsanteil ist zum Erreichen einer zweiten Stützaufgabe vorgesehen, insbesondere zum Erreichen einer Spannungsstützung. Dazu wird nun vorgeschlagen, dass für die Auswahl bzw. das Einstellen der Stützsteuerfunktion die erste Stützaufgabe und die zweite Stützaufgabe in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdringung priorisiert werden. Je nach Umrichterdurchdringung wird also die erste oder zweite Stützaufgabe stärker in den Vordergrund genommen. Besonders hat dann entsprechend die Wirkleistungsfunktion oder Blindleistungsfunktion einen entsprechend stärkeren Anteil an der Stützsteuerfunktion.

Besonders wird vorgeschlagen, dass ein Verhältnis des Wirkleistungsanteils zum Blind- leistungsanteil und/oder ein Verhältnis eines Anstiegs des Wirkleistungsanteils zu einem Anstieg des Blindleistungsanteils, in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdringung gewählt wird. In einem ausgewogenen Fall können also der Wirkleistungsanteil und der Blindleistungsanteil gleich sein, es ergeben sich also ein Verhältnis von 1. Bzw. in einem ausgeglichen Fall können der Anstieg des Wirkleistungsanteils zum Anstieg des Blindleis- tungsanteils gleich sein. Das soll aber nun in Abhängigkeit der ermittelten Umrichterdurchdringung gewählt werden. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass der Wirkleistungsanteil oder sein Anstieg gegenüber dem Blindleistungsanteil oder seinem Anstieg umso größer sind, je größer die ermittelte Umrichterdurchdringung ist. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die Blindleistung von einem Blindleistungswert während des Netzfehlers, wenn trotz Netzfehler weiterhin eingespeist wird, besonders bei einem so genannten FRT-Fall (Fault Ride Through - Fall), auf einen neuen Blindleistungswert abgesenkt wird. Hier kommt besonders in Betracht, dass die Blindleistung mittels einer Rampenfunktion auf den neuen Blindleistungswert gesteuert wird, insbesondere, dass sie auf den neuen Blindleistungswert abgesenkt wird. Dieser neue Blindleistungswert kann dann als Nachfehlerarbeitspunkt angesehen werden oder einen Teil davon bilden.

Bei einer hohen Umrichterdurchdringung wird somit vorgeschlagen, dass der Wirkleis- tungsanteil bzw. sein Anstieg besonders groß ist. Das kann auch bedeuten, dass dann die Wirkleistungsfunktion im Vergleich zur Blindleistungsfunktion besonders groß ist.

Besonders geht es hierbei um ein Nachfehlerverhalten, bei dem Wirkleistung und Blindleistung nach dem Fehler besonders durch Rampen hochgefahren werden, die aber auch Unterbrechungen aufweisen können. Ist nun die Umrichterdurchdringung groß, gibt es also einen hohen Anteil umrichtergesteuerter Einspeiser im elektrischen Versorgungsnetz, so wird vorgeschlagen, jedenfalls gemäß einer Ausführungsform, die Wirkleistung schneller hochzufahren, als die Blindleistung. Bei einem geringen Umrichteranteil, also bei einer geringen Umrichterdurchdringung kann es umgekehrt sein. Ein solcher Vergleich kann sich jeweils besonders an Nennwerten orientieren, also an der Nennwirkleis- tung bzw. Nennblindleistung. Diese können den gleichen Wert aufweisen, wobei sich nur die Einheiten quasi formal unterscheiden, die Wirkleistung also in kW oder MW eingegeben wird, wohingegen dazu entsprechend die Blindleistung in kVAr bzw. MVAr angegeben wird. Die Werte sind insoweit aber vergleichbar. Aufgrund dieser Vergleichbarkeit der Werte wird auch vorgeschlagen, dass sich die genannten Verhältnisse von Wirkleis- tungsanteil zu Blindleistungsanteil auf Absolutwerte beziehen.

Der vorgeschlagenen Priorisierung liegt besonders der Gedanke zugrunde, dass bei einer hohen U m richterd u rchd ri ng u ng nach einem Netzfehler wenige Schwingungseffekte durch direkt gekoppelte Synchrongeneratoren zu erwarten sind. Gleichzeitig ist aber auch mit wenig Versorgung des elektrischen Versorgungsnetzes mit Wirkleistung durch solche direkt gekoppelten Synchrongeneratoren zu rechnen. Entsprechend sollte möglichst viel bzw. möglichst schnell Wirkleistung durch die umrichtergesteuerten Einspeiser, insbesondere die Windenergieanlage bzw. den Wind park, eingespeist werden. Bei einer solchen hohen Umrichterdominanz wäre auch nicht mit einem Aufschwingen im elektrischen Versorgungsnetz zu rechnen, weil hier auch der Anteil durch umrichtergesteuerte Einspeiser eingespeiste Wirkleistung dominant ist.

Lokal können trotzdem Schwingungen auftreten. Hier wird aber vorgeschlagen, bei einer hohen Umrichterdurchdringung in Kauf zu nehmen, dass sich eine oder mehrere direkt gekoppelte Synchronmaschinen vom elektrischen Versorgungsnetz trennen können. Es wurde erkannt, dass es wichtiger sein kann, aufgrund der geringen gesamten Schwungmasse schnell die Leistung auf einen hohen Wert zu bringen, als möglichst alle Synchronmaschinen am Netz zu halten. Vorzugsweise wird vorgeschlagen, bis etwa 50% bis 70%, insbesondere 60 % Umrichterdurchdringung ein kontinuierlich langsameres Hoch- rampen durchzuführen. Bei einer höheren Umrichterdurchdringung von zu 100 % wird vorgeschlagen, die Wirkleistung schneller hochzufahren, vorzugsweise umso schneller, je höher die Umrichterdurchdringung ist.

Ist aber die Umrichterdurchdringung gering, so können die entsprechend vielen direkt gekoppelten Synchrongeneratoren ein Schwingungsproblem darstellen, aber auch viel Wirkleistung zum Wiederaufbau bzw. zum Wiederstabilisieren des elektrischen Versorgungsnetzes beitragen.

Es wurde erkannt, dass dann, wenn die Umrichterdurchdringung gering ist, die umrichtergeführten Erzeugungseinheiten es eher nicht schaffen die vielen verbleibenden Synchronmaschinen zum Schwingen anzuregen. Es wird daher vorgeschlagen, dass mit steigender Umrichterdurchdringung, besonders bei etwa 50% bis 70%, insbesondere etwa 60 % die Leistung langsamer erhöht wird, als bei einer höheren Umrichterdurchdringung, wenn die gesamte Schwungmasse der relevanten Synchrongeneratoren klein ist.

Durch das Einspeisen von viel Blindleistung kann eine Netzstabilisierung erreicht werden, die ein Aufschwingen eher verhindert. Dazu wird entsprechend weniger oder verhaltener die Wirkleistung eingespeist bzw. hochgefahren. Genau das ist aber auch leichter möglich, weil eben die vielen direkt gekoppelten Synchrongeneratoren bereits selbst einen hohen Wirkleistungsanteil im elektrischen Versorgungsnetz nach dem Netzfehler erreichen können. Vorzugsweise bezieht sich eine Umrichterdurchdringung bzw. ein Umrichteranteil im elektrischen Versorgungsnetz auf die jeweils einspeisbare Wirkleistung. Es kommt also nicht darauf an, die direkt gekoppelten Synchrongeneratoren der Anzahl nach den um- richtergesteuerten Einspeisern gegenüber zu stellen, sondern die von beiden Gruppen einspeisbare Wirkleistung wird vorzugsweise als Bezugsgröße verwendet.

Vorzugsweise ist das Verfahren dadurch gekennzeichnet, dass die Stützsteuerfunktion wenigstens einen der folgenden Zusammenhänge bzw. eine der folgenden Eigenschaften angibt bzw. vorgibt:

Einen zeitlichen Verlauf der einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Wirkleistung. Hierüber wird also besonders das Hochfahren der Wirkleistung gesteuert und wie das erfolgen soll, gibt die Stützsteuerfunktion an.

Einen zeitlichen Verlauf einer einzuprägenden Spannung. Hierdurch kann beson- ders eine Spannungsprägung erreicht werden, die nicht nur aber besonders dann vorteilhaft ist, wenn eine hohe Umrichterdurchdringung vorliegt und direkt gekoppelte Synchrongeneratoren nicht ausreichend Spannungsstützung erreichen können.

Einen Zusammenhang zwischen einer erfassten Netzspannung oder Netzspan- nungsänderung und einer einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blindleistung oder eines einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blindstroms. Hierbei gibt die Stützsteuerfunktion im Grunde eine spannungsabhängige Blindleistungseinspeisung vor und diese kann je nach Situation, insbesondere auch je nach Netztopologie, entsprechend eingestellt werden. Besonders kann ein solcher Zu- sammenhang als Verstärkung oder Verstärkungsfaktor angesehen werden und diese Verstärkung bzw. dieser Verstärkungsfaktor kann situationsabhängig ausgewählt und eingestellt werden.

Einen zeitlichen Verlauf einer einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blindleistung oder eines einzuspeisenden oder zusätzlich einzuspeisenden Blind- Stroms. Hierbei wird die Blindleistung bzw. der Blindstrom, insbesondere seine Erhöhung nach dem Netzfehler nicht oder nicht nur in Abhängigkeit einer Netzspannung eingestellt, sondern über eine Zeitfunktion. Besonders kann hierunter eine Blindleistungsrampe oder Blindstromrampe fallen, die angibt, wie die Blindleistung bzw. der Blindstrom über die Zeit erhöht wird, um dann nach dem Netzfehler wie- der einen möglichst stabilen Betriebspunkt zu erreichen. Eine zeitliche Zunahme einer einzuspeisenden Wirkleistung oder eines einzuspeisenden Wirkstroms, insbesondere über eine Rampenfunktion mit vorbestimmter Steigung oder über mehrere zusammengesetzte Rampenfunktionen unterschiedlicher Steigungen oder über eine vorbestimmte Trajektorie. Vorzugsweise kann auch eine Anfangstotzeit berücksichtigt bzw. eingestellt werden, die erst vergehen muss, bevor die Wirkleistung erhöht wird. Diese Anfangstotzeit kann auch Teil der vorbestimmten Trajektorie sein. Hierüber wird besonders das Hochfahren der Wirkleistung nach einem Netzfehler gesteuert. Im einfachsten Fall wird eine Rampe verwendet, deren Steigung eingestellt werden kann. Besonders bei der Berück- sichtigung von Schwingung kann es sinnvoll sein, mehrere zusammengesetzte

Rampenfunktionen zu verwenden, zwischen denen auch Pausen liegen können, also zeitliche Bereiche, in denen die Wirkleistung auf ihrem Wert beibehalten wird, bevor sie mit der nächsten Rampe bzw. Teilrampe weiter erhöht wird. Es kann auch ein insgesamt geschlossener Hochlaufverlauf über eine sog. vorbestimmte Trajektorie vorgegeben werden, also ein zeitabhängiger Verlauf der Wirkleistung.

Eine zeitliche Zunahme der einzuspeisenden Blindleistung oder eines einzuspeisenden Blindstroms, insbesondere über eine Rampenfunktion mit vorbestimmter Steigung oder über mehrere zusammengesetzte Rampenfunktionen unterschiedlicher Steigungen oder über eine vorbestimmte Trajektorie. Auch hierdurch kann die Zunahme der Blindleistung zeitabhängig gesteuert werden. Die Erläuterungen zur

Wirkleistung gelten hier sinngemäß genauso.

Wenigstens einen Startwert einer Zeit, zu der Einspeisung nach dem Netzfehler oder dem Ende des Netzfehlers wieder aufgenommen wird, einen Wartewert einer Blindleistung bzw. eines Wirkstroms und/oder einer Blindleistung bzw. eines Blind- Stroms, der einen Wert angibt, auf den die Wirkleistung bzw. der Wirkstrom und/oder die Blindleistung bzw. der Blindstrom nach dem Startwert hochgefahren wird und für einen vorbestimmten Zeitraum unverändert bleibt, und eine Steilheit, die eine Flanke für den Verlauf der Wirkleistung bzw. des Wirkstroms und/oder der Blindleistung bzw. des Blindstroms vom Startwert zum Wartewert angibt. Hier wur- de besonders erkannt, dass es vorteilhaft sein kann, das Hochfahren nach dem

Netzfehler nicht sofort zu starten, sondern etwas zeitverzögert. Eine solche Zeitverzögerung kann im Bereich von 100 bis 500 ms liegen. Weiterhin wird vorgeschlagen, zunächst auf einen Warte wert hochzufahren, also nicht vollständig hochzufahren. Dieser Wartewert wird für einen vorbestimmten Zeitraum beibehalten. Auf eine Hochfahrrampe folgt also für diesen vorbestimmten Zeitraum ein Plateau. Der vorbestimmte Zeitraum kann im Bereich 200 bis 1000 ms liegen. Gleichzeitig kann über die Steilheit der jeweiligen Flanke der weitere Verlauf gekennzeichnet werden. Das wird vorzugsweise für Wirkleistung und Blindleistung vorgegeben, kann aber unabhängig voneinander vorgegeben werden. Grundsätzlich geht es in beiden Fällen um Wirkleistungs- und Blindleistungseinspeisung und Hochfahren dieser Leistungen, faktisch kann dies aber durch entsprechendes Steuern des entsprechenden Stroms erfolgen, nämlich des Wirk- bzw. Blindstroms.

Eine Auslösespannung, die einen Spannungswert oder einen Wert einer Spannungsänderung angibt, bei dem nach Rückkehr nach dem Netzfehler oder dem Ende des Netzfehlers ein Ende des Netzfehlers detektiert wird. Besonders bei einem Netzfehler, der zu einem Spannungseinbruch führt, kann über diese Auslösespannung ein Schwellwert festgelegt werden. Erst wenn die Spannung wieder diesen Wert überschritten hat, also besonders die Netzspannung bzw. eine äquivalente Spannung, ist vom Ende des Netzfehlers auszugehen. Ein solcher Wert kann im Bereich von 50 bis 90 % der Netznennspannung oder 50 bis 90 % der Netzspannung vor dem Netzfehler liegen. Dadurch kann ein klar definierter Wert vorgegeben werden und auch eine Auswertung mittels einer entsprechenden Auswertelogik wird dadurch ermöglicht.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als Stützsteuerfunktion eine Mehrgrößenfunktion verwendet wird. Als Mehrgrößenfunktion ist insoweit eine Funktion zu verstehen, die von mehreren Eingangsgrößen abhängt.

Insbesondere wird als Mehrgrößenfunktion für die Stützsteuerfunktion eine Blindleistung oder ein Blindstrom in Abhängigkeit der Zeit und zusätzlich in Abhängigkeit der Netzspannung oder einer Netzspannungsänderung vorgeschlagen. Dadurch kann erreicht werden, dass mit der Zeit die Blindleistung nach dem Netzfehler hochgefahren wird, gleichzeitig aber auch die Spannung berücksichtigt wird, so dass bspw. abhängig der Netzspannung oder Netzspannungsänderung die Blindleistung mehr oder weniger stark erhöht wird, als allein durch die Zeit vorgegeben werden würde.

Vorzugsweise wird als Mehrgrößenfunktion eine Wirkleistung oder ein Wirkstrom in Abhängigkeit der Zeit und außerdem in Abhängigkeit der Netzspannung oder einer Netzspannungsänderung vorgeschlagen. Auch hier gelten die Ausführungen zur Blindleistung sinngemäß. Auch hier geht es um eine Art die Wirkleistung in Abhängigkeit der Zeit hochzufahren, gleichzeitig die Spannung zu berücksichtigen. Es wird besonders darauf hingewiesen, dass gerade die Wirkleistung üblicherweise eher in Abhängigkeit der Netzfrequenz als der Netzspannung verändert wird, hier aber beim Wiederhochfahren nach einem Netzfehler besonders die Berücksichtigung der Netzspannung sinnvoll ist, um einen stabilen Arbeitspunkt zu erreichen. Vorzugsweise wird als Mehrgrößenfunktion eine Wirkleistung oder ein Wirkstrom in Abhängigkeit der Zeit und außerdem in Abhängigkeit der Netzfrequenz oder einer Netzfrequenzänderung vorgeschlagen. Auch hier gelten die Ausführungen zur Blindleistung sinngemäß. Auch hier geht es um eine Art die Wirkleistung in Abhängigkeit der Zeit hochzufahren, gleichzeitig die Frequenz zu berücksichtigen. Hierdurch kann zusätzlich berücksichtigt werden, dass die Wirkleistung, die üblicherweise in Abhängigkeit der Netzfrequenz als der Netzspannung verändert wird, hier beim Wiederhochfahren nach einem Netzfehler besondere Berücksichtigung findet, um einen stabilen Arbeitspunkt zu erreichen.

Vorzugsweise ist die Mehrgrößenfunktion eine Blindleistung oder ein Blindstrom in Abhängigkeit der Zeit und außerdem in Abhängigkeit einer eingespeisten Wirkleistung und weiterhin außerdem der Netzspannung oder Netzspannungsänderung. Hier wird also eine Mehrgrößenfunktion vorgeschlagen, die von drei Größen abhängt. Besonders kommt hier noch die eingespeiste Wirkleistung als weiterer Eingangsgröße hinzu. Besonders können hier Aspekte berücksichtigt werden, wie bspw. ob die Blindleistung schneller oder langsamer als die Wirkleistung zu erhöhen ist. Vorzugsweise wird hier vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion aus mehreren dieser Mehrgrößenfunktion zusammengesetzt ist. Besonders kommt in Betracht, dass sie aus einer Wirkleistung oder einem Wirkstrom in Abhängigkeit der Zeit und der Netzspannung oder eine Netzspannungsänderung einerseits und der Blindleistung oder dem Blindstrom in Abhängigkeit der Zeit und der eingespeisten Wirkleistung und der Netzspannung oder Netzspannungsänderung andererseits zusammengesetzt ist. Hier kommt besonders in Betracht, dass sich dadurch die Blindleistung als eine Mehrgrößenfunktion u.a. auch an der Wirkleistung als der anderen Mehrgrößenfunktion orientiert. Bspw. kann die Wirkleistung zeit- und spannungsabhängig gesteuert, nämlich insbesondere hochgefahren werden und diese Art des Hochfahrens der Wirkleistung beeinflusst dann neben der Zeit und der Netzspannung auch noch die Steuerung der Blindleistung bzw. die Steuerung des Blindstroms.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass Informationen oder Parameter zum Auswählen bzw. Einstellen einer Stützsteuerfunktion von extern vor dem Auftreten des Netzproblems oder Netzfehlers empfangen werden, insbesondere dass die Informa- tionen bzw. Parameter in vorbestimmten und/oder sich individuell ändernden Zeitintervallen und/oder nach einer Änderung ihrer Inhalte von der umrichtergeführten Erzeugungseinheit empfangen werden.

Hier wird besonders vorgeschlagen, dass ganz unabhängig von dem Netzproblem oder Netzfehler regelmäßig die Stützsteuerfunktion aktualisiert wird. Diese steht dann ständig zur Verfügung und braucht im Fall der Fälle nur verwendet zu werden. Wenn also ein Netzfehler auftritt oder sein Ende erkannt wurde, kann einfach von der Normalsteuerfunktion zur Stützsteuerfunktion umgeschaltet werden. Durch die ständige, zumindest regelmäßige Aktualisierung ist sichergestellt, dass dann auch eine geeignete Stützsteuerfunk- tion zur Verfügung steht.

Diese Aktualisierung kann durch Zeiträume vorgegeben werden, oder aufgrund Situationsänderungen aktualisiert werden. Ändert sich die Situation, wird also bspw. ein direkt gekoppelter Synchrongenerator zugeschaltet oder getrennt, kann die Stützsteuerfunktion geändert werden. Ist sie geändert, kann das ein Grund sein, eine Übertragung dieser geänderten Stützsteuerfunktion auszulösen. Ebenso kann auch, wenn die Stützsteuerfunktion nicht übertragen sondern direkt geändert wird, die beispielhaft genannte Änderung der Situation, also das Zuschalten oder Trennen des beispielhaft genannten direkt gekoppelten Synchrongenerators, als solche das Einstellen, also verändern, der Stützsteuerfunktion auslösen. Die entsprechenden Informationen werden dann übertragen. Als vorbestimmte Zeitintervalle werden vorzugsweise Zeiträume von einigen Minuten bis einigen Stunden vorgeschlagen. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass die vorbestimmten Zeitintervalle in einem Bereich von 10 Minuten bis 5 Stunden liegen, insbesondere in einem Bereich von 30 Minuten bis 2 Stunden.

Erfindungsgemäß wird zudem eine Erzeugungseinheit, insbesondere eine Windenergie- anlage, ein Wind park, ein Speicher elektrischer Energie oder eine Kombination davon vorgeschlagen. Diese Erzeugungseinheit ist umrichtergeführt und vorbereitet zum Austauschen elektrischer Leistung mit einem elektrischen Versorgungsnetz, das eine Netzfrequenz aufweist. Dieser Austausch elektrischer Leistung erfolgt an einem Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes. Die Erzeugungseinheit umfasst einen Umrichter zum Austauschen elektrischer Leistung in Abhängigkeit einer Steuerfunktion, wobei die elektrische Leistung Wirk- und Blindleistung umfassen kann. Somit ist ein Umrichter vorgesehen, der elektrische Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz einspeisen kann. Er kann ggf. aber zumindest auch Blindleistung aus dem elektrischen Versorgungsnetz entnehmen, ggf. auch Wirkleistung, so dass er insoweit zum Austauschen elektrischer Leistung vorbereitet ist.

Weiterhin ist eine Steuervorrichtung vorgesehen, zum Steuern des Austauschens elektri- scher Leistung mittels einer Steuerfunktion, wobei die Steuerfunktion die Leistung in Abhängigkeit wenigstens einer Zustandsgröße des elektrischen Versorgungsnetzes steuert. Besonders kommt als Zustandsgröße eine Netzspannung als auch eine Netzfrequenz jeweils in Betracht. In diesem Fall wird die Leistung in Abhängigkeit der Netzspannung und/oder der Netzfrequenz eingespeist bzw. entnommen. Es kommen aber auch andere Zustandsgrößen in Betracht.

Die Steuerungsvorrichtung ist auch dazu eingerichtet, dass als Steuerfunktion zwischen einer Normalsteuerfunktion und wenigstens einer zur Normalsteuerfunktion verschiedenen Stützsteuerfunktion gewechselt werden kann. Dabei wird die Normalsteuerfunktion verwendet, wenn erkannt wurde, dass das elektrische Versorgungsnetz stabiler arbeitet. Die Stützsteuerfunktion wird verwendet, wenn ein Netzproblem, Netzfehler oder ein Ende des Netzfehlers erkannt wurde. Weiterhin wird eine solche Stützsteuerfunktion verwendet, die eingespeiste Leistung so steuert, dass einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz entgegengewirkt werden kann, besonders einer Schwingung eines mit dem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Synchrongenerators bzw. einer durch den Synchrongenerator verursachten Schwingung. Dies betrifft besonders direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelte Synchrongeneratoren.

Es wird somit eine Erzeugungseinheit vorgeschlagen, die dazu vorbereitet ist ein Verfahren gemäß einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen auszuführen. Entsprechend wird zu weiteren Erläuterungen auf Erläuterungen zu wenigstens einer Aus- führungsform des Verfahrens verwiesen.

Vorzugsweise ist eine Datenschnittstelle für die Erzeugungseinheit vorgesehen, um zum Auswählen und/oder Einstellen einer Steuerfunktion Informationen oder Parameter von extern zu empfangen. Über eine solche Datenschnittstelle kann besonders der Netzbetreiber Einfluss auf die Steuerfunktion nehmen. Er kann darüber nämlich besonders eine Steuerfunktion auswählen, besonders aus mehreren Vorgabefunktionen, oder er kann alternativ dazu oder zusätzlich dazu darüber die Steuerfunktion einstellen bzw. entsprechend verändern. Besonders geht es hierbei um das Auswählen und/oder Einstellen der Stützsteuerfunktion. Es kommt aber auch in Betracht, dass hierüber die Normalsteuerfunktion ausgewählt oder eingestellt werden kann.

Nachfolgend wird die Erfindung exemplarisch anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert. Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage in einer perspektivischen Darstellung.

Figur 2 zeigt einen Wind park in einer schematischen Darstellung.

Figuren

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

Nähe einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit. Figur 6 zeigt eine Struktur einer Steuereinrichtung mit einer Einspeiseeinrichtung schematisch.

Figur 7 zeigt schematisch ein Diagramm mit verschiedenen Strategien einer Leistungserhöhung nach einem Netzproblem, Netzfehler oder Ende des Netzfehlers. Figur 8 zeigt schematisch eine Netzstruktur mit direkt gekoppelter Synchronmaschine und einem als Verbraucher veranschaulichten Wind park.

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

Fig. 9 zeigt veranschaulichend ein Diagramm einer Spannungsrückkehr nach einem Fehler zusammen mit möglichen Leistungssteuerungen, die über Stü tzste u e rfu n kt io ne n realisiert sein können.

Fig. 10 zeigt eine weitere veranschaulichende Möglichkeit für eine Stützsteuerfunktion zur Verwendung nach einem Netzfehler.

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 Wind park 112 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 112. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 114 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 116 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtrans- formiert, um dann an dem Einspeisepunkt 118, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellung eines Wind parks 112, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 114 anders gestaltet sein, in dem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windener- gieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.

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

Synchronmaschinen können auch von einer plötzlichen parallelen Wirkleistungseinspeisung in Schwingung versetzt werden, was die Figur 3 veranschaulicht. Figur 3, gleiches gilt für die Figuren 4 und 5, zeigt Arbeitskennlinien einer Synchronmaschine, nämlich das Maschinenmoment ms in Abhängigkeit des Polradwinkels 5Q. In Figur 3 ist das Verhalten einer Synchronmaschine, die in der Nähe einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit betrieben wird, auf eine schnelle Zuschaltung einer parallelen Wirkleistungseinspeisung veranschaulicht, nämlich besonders durch eine nahe um- richtergeführte Erzeugungseinheit. Die Arbeitskennlinie 301 mit dem Arbeitspunkt A zeigt die Situation vor der schnellen Zuschaltung. Durch die plötzliche parallele Wirkleistungseinspeisung ändert sich diese Arbeitskennlinie 301 plötzlich in die neue Arbeitskennlinie 302 und es ergibt sich aus der aktuellen Polradposition zunächst, zumindest idealisie- rend, der neue Arbeitspunkt B. Das weiterhin konstante Antriebsmoment eines Kraftwerks kann aber in diesem Arbeitspunkt von dem Synchrongenerator nicht aufgenommen werden, so dass sich ein Drehmomentenüberschuss ergibt und das Polrad wird entsprechend dieses Drehmomentenüberschusses und der Trägheit des gesamten Rotors beschleunigt. Beim Durchqueren des Polrades durch die Achse des Nennmomentes sind die Momente zwar wieder im Gleichgewicht, aber die kinetische Energie im Rotor führt zu einem durchschreiten des Polrades durch die Kennlinie, nämlich die neue Arbeitskennlinie 302. Hierbei wird das Polrad durch das höhere Moment wieder abgebremst. Dieser Energieüberschuss sollte so schnell wie möglich wieder abgebaut werden, damit die Synchronmaschine wieder in einen normalen Betriebszustand zurückkehrt. Eine mögliche Rückkehr ist durch den Übergangsabschnitt 303 verdeutlicht. Dabei geht der Arbeitspunkt A in einer pendelnden und damit schwingenden Art und Weise zu dem Arbeitspunkt C auf der neuen Arbeitskennlinie 302 über. Es ist zur Verdeutlichung des Problems eine Beschleunigungsfläche 306 und eine Bremsfläche 308 eingezeichnet. In dem gezeigten Beispiel ist die Situation für einen stabilen Ausgleichsvorgang dargestellt. Die Beschleunigungsfläche 306, also im Wesentlichen das Dreieck ABC, ist dabei kleiner als die mögliche Bremsfläche 308. Die Bewegung wird also stärker abgebremst, als beschleunigt, die mögliche Bremsenergie ist somit größer als die Beschleunigungsenergie. In Figur 3 ist die Situation für einen stabilen Ausgleichsvorgang dargestellt. Die Beschleunigungsfläche, also im Wesentlichen das Dreieck, ABC, ist dabei kleiner als die mögliche Bremsfläche, nämlich die Fläche oberhalb des Wertes für m= 1 , und rechts vom Punkt C.

Es wurde nun erkannt, dass es ein Problem sein kann, wenn sich beide genannten Schwingungsanregungen zu stark überlagern, denn es könnte dadurch passieren, dass die Synchronmaschine dadurch außer Tritt gerät. Das sollte vermieden werden. Ein solcher Fall ergibt sich, wenn die Anregung, nämlich gekennzeichnet durch die Beschleunigungsfläche 306, größer ist als die Abbremsung, die durch die Bremsfläche 308 gekennzeichnet ist, wenn also eine Anregung bzw. dazu äquivalente Fläche größer als die mögliche Bremsfläche ist. Dazu wurde auch erkannt, dass dieses Problem besonders bei einer hohen Durchdringung von umrichtergeführten Erzeugungseinheiten auftrete n kann und daher dann besonders berücksichtigt werden sollte. Durch umrichtergesteuerte Erzeugungseinheiten kann ein solcher Leistungssprung eingespeist werden, was somit eine Gefahr darstellen kann. Es wurde aber auch erkannt, dass umrichtergeführte Erzeugungseinheiten gezielt gesteuert werden können, um das Problem zu vermeiden, zu verringern oder zu lösen. Bspw. kann durch solche umrichtergesteuerten Erzeugungseinheiten der gezeigte Übergangsabschnitt beeinflusst und anders gestaltet werden.

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

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

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

Abhängig einer Frequenzanalyse bzw. darauf basierend wird eine Verbesserung der Stabilität unmittelbar nach dem Fehler durch Wirkleistungswiederkehr während des Zurückschwingen des Polrades vorgeschlagen. Das ist in Figur 4 veranschaulicht. Dort zeigt die Arbeitskennlinie 402 die Situation nach der schnellen Zuschaltung. Wird nun während des Zurückschwingens weniger Wirkleistung durch die nahe umrichtergesteuerte Erzeugungseinheit eingespeist, unterstützt das die Wirkleistungswiederkehr der Synchronmaschine, weil es zu einer Erhöhung der Arbeitskennlinie 402 zu der erhöhten Arbeitskennlinie 404 führt.

Das Polrad des Synchrongenerators, dessen Schwingungen betrachtet werden, wird vom Vorfehlerzustand, also vom Startpunkt 401 während des Fehlers zu einem Zwischenpunkt 403 weiter beschleunigt, der weiter rechts und unten liegt. Bedingung für eine stabile Wiederkehr ist jetzt, dass die Fläche links von dem Zwischenpunkt 403 gezeigte Beschleunigungsfläche 406 nicht größer ist, als die ursprüngliche Bremsfläche 408, die sich rechts oben von dem Zwischenpunkt 403 befindet, nämlich unter der ursprünglichen Kurve, also unter der Arbeitskennlinie 402.

Die ursprüngliche Bremsfläche 408‘, die unter der ursprünglichen Kurve 402 liegt, und die ebenfalls eingezeichnete veränderte Bremsfläche 409, die unter der verschobenen Arbeitskennlinie 404 liegt, sind dabei gleich groß. Es zeigt sich aber, dass die verschobene Kurve 409 einen größeren Abstand zum Kipppunkt 405 hat, der durch den Schnittpunkt der Kurve mit dem Moment m _a gebildet wird. Durch diesen größeren Abstand hat die verschobene Arbeitskennlinie 404 mehr Stabilitätsreserven, was durch das beschriebene Verschieben der Arbeitskennlinie erreicht werden kann.

Es wurde erkannt, dass auch hieraus zu erkennen ist, dass die Dauer und die Tiefe des Fehlers und damit die Lage des Polrades u.U. als Größe für die Stützung dienen können.

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

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

Als weitere Strategie wird eine Stabilisierung durch forcierte Blindleistungseinspeisung vorgeschlagen. Das ist in der Figur 8b veranschaulicht. Dort zeigt die Arbeitskennlinie 830 die Situation nach einer schnellen Zuschaltung. Die vorgeschlagene forcierte Blindleistungseinspeisung durch eine nahe umrichtergeführte Erzeugungseinheit führt zu der Verschiebung zu der veränderten zweiten Arbeitskennlinie 834. Auch hier kann das Verhältnis einer Beschleunigungsfläche zu einer Bremsfläche verbessert werden. Die Beschleunigungsfläche ergibt sich durch den Fehler und sie muss grundsätzlich kleiner sein, als die Bremsfläche. Der Effekt der Blindleistungseinspeisung ist zwar kleiner, als der durch die Wirkleistungseinspeisung, aber speziell durch eine Modulierung der Blindleistung, was durch eine Modulierung der Ad mittanz YL erreicht werden kann, nämlich durch Leistungselektronik des Wind parks 812 in Abhängigkeit der Drehzahlabweichung, kann eine Verbesserung der Dämpfung eines Synchronisierungsvorgangs erzielt werden, also eines Vorgangs, bei dem die Drehzahl des Synchrongenerators wieder auf die Netzfrequenz, idealerweise auf die Netznennfrequenz synchronisiert wird.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass die umrichtergeführte Einspeiseeinrichtung, insbesondere der Windpark mit wenigstens einer Einrichtung zum Einspei- sen einer Querspannung ausgestattet ist. Das kann durch ein FACTS-Gerät oder einen Quertransformator erreicht werden. Dadurch kann eine Stabilitätsreserve einer Synchronmaschine durch gezieltes Verschieben des Polradwinkels erreicht werden. Dies ist in Figur 5 veranschaulicht, die eine Verschiebung der Arbeitskennlinie 502 zu einer verschobenen Arbeitskennlinie 504 zeigt. Dabei kann eine Verschiebung in beiden Rich- tungen, abhängig von der Größe des Polradwinkels, stabilisierend wirken. Die Beschleunigungsfläche 506 und die verschobene Bremsfläche 508 zeigen, dass die Stabilitätsreserve durch die Verschiebung der Arbeitskennlinie von 502 auf 504 vergrößert wird.

Der Polradwinkel der Synchronmaschine kann auch im geringen Maße durch eine gezielte Wirk- und Blindleistungseinspeisung geändert werden. Hierbei müssen Wirkleistung und Blindleistung so verändert werden, dass sich genau eine Verschiebung entsprechend Abbildung 5 einstellt. Hierbei werden die Effekte der Figuren 8a und b, die weiter unten noch erläutert werden, überlagert. Der Effekt ist aber deutlich kleiner, als durch die Einprägung einer Querspannung, weshalb gerade auch eine Modulierung des Polradwinkels wieder zur Stabilisierung genutzt werden kann, im Vergleich zur einfachen Erhöhung der Stabilitätsreserve.

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

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

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

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

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

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

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

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

Die Stützsteuerfunktion in dem Stützsteuerfunktionsblock 614 erhält als Eingangsgrößen, genau wie der Normalsteuerfunktionsblock 606, die Netzspannung LJ und die Netzfrequenz f. Zusätzlich erhält die Stützsteuerfunktion und damit der Stützsteuerfunktionsblock 614 als eine weitere Eingangsgröße von der Netzfrequenz f eine zeitliche Ableitung /. Diese abgeleitete Netzfrequenz / wird in der Ableiteinrichtung 618 erzeugt. Besonders kann eine Wirkleistung P in Abhängigkeit einer solchen

Frequenzableitung f erzeugt werden bzw. diese zusätzlich mit berücksichtigen.

Darüber hinaus ist auch eine Frequenzanalyse bzw. über eine DFT in der Frequenzanalyseeinrichtung 620 vorgesehen. Das Ergebnis ist besonders ein Frequenzspektrum f(f) der Netzfrequenz f. Durch eine Frequenzanalyse, also bspw. eine entsprechende Fourier-Transformation, kann eine charakteristische Schwingung eines in Figur 6 schematisch dargestellten Synchrongenerators 622 eines Großkraftwerks 624 erkannt werden. Dieses frequenzabhängige Frequenzspektrum f(f) kann somit ebenfalls in der Ereigniserkennungseinheit 616 ausgewertet werden, was hier nur der Einfachheit halber nicht dargestellt ist. Besonders kann gemäß einer Ausführungsform die

Ereigniserkennungseinheit 616 aus dem Frequenzspektrum f(f) der Netzfrequenz f, das die Frequenzanalyseeinrichtung 620 erzeugt hat, die charakteristische Schwingfrequenz des Synchrongenerators 622 kennen und dann bei der Überwachung der Netzfrequenz f feststellen, ob die Netzfrequenz f ausgerechnet mit dieser charakteristischen Frequenz des Synchrongenerators 622 schwingt. Erfolgt dies mit entsprechend hoher Amplitude, kann dies dazu führen, dass ein Ereignis E erkannt wird. Dieses Ereignis E kann entsprechend auch eine Eingangsgröße für die Stützsteuerfunktion und damit den Stützsteuerfunktionsblock 614 bilden. Ein solch erkanntes Ereignis E kann dabei für die Stützste ue rfu nktion in dem Stützsteuerfunktionsblock 614 als zeitlicher, nämlich zeitlich präziser, Auslöser verwendet werden, was in der Fachsprache auch als Trigger bezeichnet wird.

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

Wird also ein Ereignis E erkannt, schaltet die Auswahleinrichtung 612 um, so dass die Leistungsvorgabe S(t) von der Stützsteuerfunktion in dem Stützsteuerfunktionsblock 614 vorgegeben wird und dazu erhält der Stützsteuerfunktionsblock 614 als Eingangsgrößen die Netzspannung U, die Netzfrequenz f und ihre Ableitung /. Außerdem können das Frequenzspektrum f(f) und das auslösende bzw. erkannte Ereignis E zusätzlich berücksichtigt werden. Hierdurch kann die Eigenart und das Verhalten des Synchrongenerators 622 erfasst und darauf konkret reagiert werden. Durch die im elektrischen Sinne große Nähe des Synchrongenerators 622 zu der Einspeiseeinrichtung 602, und damit zu einer umrichtergeführten Erzeugungseinheit, für die die Steuereinrichtung 600 und die Einspeiseeinrichtung 602 zusammenstehen, kann durch diese Erzeugungseinheit gezielt Einfluss auf das Verhalten des Synchrongenerators 622 genommen werden, nämlich durch geschicktes Einspeisen einer Leistung S(t).

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

Die Figur 7 zeigt dabei einen Leistungseinbruch, bei dem die Leistung beispielhaft von einem Anfangswert Po auf 0 absinkt. Die tatsächliche Betrachtung bzw. Veranschauli- chung beginnt aber erst zum Zeitpunkt to, zu dem dann eine Leistungseinspeisung, nämlich Wirkleistungseinspeisung wieder aufgenommen werden soll. Auch das im oberen Diagramm dargestellte schwingende Verhalten der Frequenz bzw. die dargestellte Schwingung des Frequenzgradienten 710 wird erst ab diesem Zeitpunkt to betrachtet. Besonders sind die beiden Diagramme im Bereich vor dem Zeitpunkt to nicht aufeinander abgestimmt.

Jedenfalls weist die Netzfrequenz zum Zeitpunkt to eine etwa sinusförmige Schwingung auf, die abklingt. Entsprechen ist auch der Verlauf des Frequenzgradienten 710 etwa sinusförmig und abklingend. Außerdem ist noch ein Verlauf eines Scheitelwertes S _fG (t) des Frequenzgradienten 710 eingezeichnet, der auch als Scheitelwertfunktion 712 bezeichnet werden kann. Die Scheitelwertfunktion 712 gibt somit zu jedem Zeitpunkt einen Maximalwert des Frequenzgradienten 710 an und bildet damit etwa eine obere Kurve zweier einhüllender Kurven des schwingenden Frequenzgradienten.

In Abhängigkeit des Frequenzgradienten 710 werden unterschiedliche Möglichkeiten einer Leistungserhöhung im unteren Diagramm angegeben. Der erste Leistungsverlauf 701 bildet eine einfache Rampe, die nicht von dem Frequenzgradienten 710 abhängt. Eine solche Rampe kann den Stand der Technik bilden, sie kann aber auch als Basis für eine Überlagerung mit einer vom Frequenzgradienten 710 abhängigen Leistungsfunktion dienen.

Eine solche Überlagerung zeigt der zweite Leistungsverlauf 702. Der setzt sich zusammen aus der Rampe des ersten Leistungsverlaufs 701 bzw. einer ähnlichen Rampe, und einer unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängigen Leistungsfunktion, die über- lagert mit der Rampe den zweiten Leistungsverlauf 702 bildet. Die unmittelbar von dem Frequenzgradienten abhängigen Leistungsfunktion kann bspw. eine zu dem Frequenzgradienten proportionale Funktion sein. Es ergibt sich somit ein Anstieg der Leistung, der aber Schwingungen gezielt entgegenwirken kann, was durch die überlagerte von dem Frequenzgradienten abhängigen Leistungsfunktion erreicht werden kann. Die Leistung steigt also an, ohne dabei die Schwingung, die sich in dem Frequenzgradienten 710 wiederspiegelt, anzuregen. Stattdessen wird eine solche Schwingung bedämpft.

Der dritte Leistungsverlauf 703 ist nur abhängig von der Scheitelwertfunktion, betrachtet also nicht die Schwingung des Frequenzgradienten 710, sondern nur den Verlauf der Amplitude. Damit weist der dritte Leistungsverlauf 703 keine Schwingung auf. Er lässt zu Beginn der gewünschten Leistungserhöhung die Leistung nur schwach ansteigen. Klingt dann die Schwingung ab, kann auch die Leistung stärker erhöht werden. Dadurch weist der dritte Leistungsverlauf 703 eine mit der Zeit zunehmende Steigung auf, was auch als ein allgemeines Merkmal vorgeschlagen wird.

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

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

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

Ein Windpark 812 ist hier durch eine Ad mittanz YL als Verbraucher wiedergegeben und zwischen der ersten und zweiten Reaktanz 801 , 802 angeschlossen. Ein Schalter 814 veranschaulicht, dass der Windpark 812 auch von dem Netzabschnitt 800 getrennt werden kann. Über die Struktur der Figur 8 kann die Wirkung einer Einspeisung durch den Windpark 812 auf eine Stabilitätsreserve des Kraftwerks 816, welches mit seiner Synchronmaschine 806, mit dem Netz 804 verbunden ist, verdeutlicht werden.

Der Windpark 812 und damit die Einspeisung ist dabei in dem Lastflusspfad, nämlich zwischen der ersten und zweiten Reaktanz 801 , 802 angeschlossen. Zu der Struktur der Figur 8 zeigt die Figur 8a eine Arbeitskennlinie 830, die eine Drehmoment-Polradwinkelabhängigkeit der Synchronmaschine 806 im Normalbetrieb bei einer parallelen Einspeisung durch die Synchronmaschine 806 und den Wind park 812 darstellt.

Figuren 8a und 8b verwenden die gleiche Darstellung wie die Figuren 3 und 4.

In Figur 8a ist dargestellt, wie sich eine Arbeitskennlinie, die grundsätzlich auch synonym als Betriebskennlinie bezeichnet werden kann, verändert, wenn eine

Wirkleistungseinspeisung durch den Wind park 812 reduziert wird. Figur 8a zeigt dazu, wie sich die Arbeitskennlinie 830 des Synchrongenerators 806 nach links oben zu der veränderten ersten Arbeitskennlinie 832 durch die Reduzierung der

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

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

Speist der Wind park 812 nun einen zusätzlichen kapazitiven und damit übererregten Blindstrom ein, steigert sich die Stabilitätsreserve (die möglichen Bremsflächen) der Synchronmaschine 806 durch die Verschiebung der Drehmoment-Polradwinkelkennlinie, also der Arbeitskennlinie 830 nach oben zu einer veränderten zweiten Arbeitskennlinie 834. Diese Verschiebung erreicht nämlich eine Erhöhung bzw. Vergrößerung der Bremsflächen, wie sie in den Figuren 3 und 4 erläutert wurden.

Zur Veranschaulichung ist in der Figur 8b auch eine Reaktion auf eine Einspeisung eines induktiven Blindstroms durch den Wind park 812 dargestellt. Dadurch ergibt sich die veränderte dritte Arbeitskennlinie 836, die nach unten verschoben ist. Das zeigt, dass diese Einspeisung eines induktiven Blindstroms die Stabilität der Synchronmaschine 806 entsprechend der unteren Arbeitskennlinie 836 verschlechtert.

Durch Einspeisen eines induktiven Blindstroms in Kombination mit einer Wirkleistungsreduktion durch den Windpark 812 kann beispielsweise alleine der Polradwinkel des Synchrongenerators 806 des Kraftwerkes 816 verändert werden. Hierbei können sich die Effekte gemäß der veränderten ersten und zweiten Arbeitskennlinie 832, 834 überlagern. Die Verschiebung in die andere Richtung kann entsprechend durch eine Wirkleistungsvergrößerung bei gleichzeitig kapazitiver Stromeinspeisung erfolgen. Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird für die Steuerung der Leistungseinspeisung durch die umrichtergeführte Erzeugungseinheit ein Verhalten einer Synchronmaschine emuliert und dafür kann eine virtuelle Synchronmaschine mit einem virtuellen Massenträgheitsmoment zu Grunde gelegt werden. Dieses Verhalten und/oder eine Vergrößerung des virtuellen Massenträgheitsmoments wird vorzugsweise nach einer Spannungs- Wiederkehr aktiviert. Eine Aktivierung kommt auch beim Durchgang der pendelnden Frequenz durch die Vorfehlernetzfrequenz, also durch die Frequenz, die vor dem Fehler vorlag, in Betracht. Das entspräche einem Durchgang durch einen Gleichgewichtspunkt.

Als weitere Strategie wird auch eine aktive Schwingungsdämpfung vorgeschlagen.

Hierzu kommt bspw. eine Simulation eines Längswiderstandes in Betracht. Dieser führt zu einer spannungsabhängigen Einspeisewirkleistung durch den Einspeisestrom, der durch diesen Längswiderstand in der Simulation fließt.

Es kommt auch eine Simulation einer frequenzabhängigen Last in Betracht, die somit zu einer frequenzabhängigen Einspeiseleistung bzw. Entnahmeleistung führt.

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

Die vorgeschlagenen Maßnahmen beziehen sich auf eine hybride Versorgungsstruktur, bei der gleichzeitig konventionell und umrichtergespeist eingespeist wird. Somit wird auch vorgeschlagen, die Umrichterdurchdringung zu berücksichtigen und davon abhängig die vorgeschlagenen Maßnahmen zu ergreifen. Bei einem sehr hohen Anteil einer umrichtergespeisten Einspeisung, insbesondere >95% , wird gemäß einem Aspekt vorgeschlagen, auf eine schnellst mögliche Wirkleistungswiederkehr umzuschalten. Hier wird eine Instabilitätsneigung der Synchronmaschine in Kauf genommen, da in Netzen mit einer sehr hohen regenerativen Durchdringung die Wiederherstellung des Leistungsgleichgewichtes priorisiert werden muss. Hier liegt besonders die Erkenntnis zu Grunde, dass in einem solchen System die Schwungmasse gering, und die Frequenzsensitivität hoch ist.

Es wurde somit erkannt, dass nach einem Netzfehlerereignis u.U. die Art der Wirkleistungswiederkehr von umrichtergespeisten Einspeisern, wie z.B. P hotovo Ita i ka n lag e n (PV), Windenergieanlagen oder , Batteriespeichern, einen Einfluss auf die Stabilität von

Synchronmaschinen hat. Es wurde auch erkannt, dass der Effekt stark abhängig ist von dem aktuellen Anteil von umrichterbasierten Einspeisern.

Bisher war ein Nach-Fehlerverhalten in den wenigsten Grid Codes konkret vorgeschrieben. Wenn überhaupt ist nur von einer möglichst schnellen Wirkleistungswiederkehr die Rede. Die resultierenden dynamischen Effekte bei den elektrisch benachbarten Synchronmaschinen wurden nicht beachtet und auch nicht der aktuelle Anteil, also die Penetration, von umrichterbasierten Einspeisern, also von umrichtergeführten Erzeugungseinheiten, im Gesamtnetz und in der Nähe der entsprechenden, zu steuernden Windenergieanlage. Als ein angestrebtes Ziel wird somit auch angesehen, ein Fehlerdurchfahrverhalten und auch ein Nachfehlerverhalten (FRT- und Post-FRT-Verhalten) einer umrichtergesteuerten Einspeiseeinheit zukünftig von der momentanen Penetration des Netzes mit umrichtergesteuerten Einspeiseeinheiten abhängig zu machen und auf eine Instabilitätsneigung aktiv zu reagieren. Für dieses Ziel soll besonders folgende Möglichkeit realisiert werden: Umrichtergesteuerte Erzeugungseinheiten reagieren mit angepassten Nachfehlerverhalten auf das Nachfehlerverhalten der in der Nähe befindlichen Synchronmaschinen.

Besonders soll eine Systemstabilität und Stabilität elektrisch benachbarter Synchrongeneratoren bei einer lokal und global hohen Penetration mit umrichtergesteuerten Erzeugungseinheiten erreicht werden. Es soll auch erreicht werden, dass zukünftig mehr um- richtergesteuerte Erzeugungseinheiten errichtet und ans Netz angeschlossen werden dürfen, selbst wenn nur noch wenige direktgekoppelte Synchrongeneratoren am Netz in Betrieb sind. Fig. 9 zeigt zwei Diagramme, die dieselbe Zeitachse ausweisen. Das untere Diagramm zeigt einen Spannungsverlauf der Netzspannung U über die Zeit t vor, während und nach einem Netzfehler. Der Netzfehler tritt etwa zum Zeitpunkt to auf und wird zum Zeitpunkt ti als beendet betrachtet. Vor dem Netzfehler weist die Netzspannung LJ etwa Nennspan- nung UN auf und fällt dann auf einen niedrigen Wert ab, der z.B. 5% der Nennspannung UN betragen kann. Das System, nämlich besonders das elektrische Versorgungsnetz, muss sich dann ab dem Ende des Netzfehlers also ab dem Zeitpunkt ti noch erholen, so dass sich die Spannung ab dem Zeitpunkt ti wieder erhöht, um dann möglichst bald einen stabilen Wert von U=UN ZU erreichen. Ein möglicher Leistungsverlauf der eingespeisten Wirkleistung P ist in dem oberen Diagramm dargestellt. Demnach wird eine Wirkleistung bspw. vor dem Netzfehler bis zum Zeitpunkt to mit der Amplitude Pp eingespeist, die beim Netzfehler dann auf null abfällt. Nach oder ab dem Ende des Netzfehlers zum Zeitpunkt L erhöht sich dann die eingespeiste Wirkleistung P. Diese Erhöhung wird durch eine Stützsteuerfunktion durchgeführt, die bspw. eine Steigung m dieser Wirkleistungserhöhung vorgeben kann. Die Steigung kann von verschiedenen Kriterien abhängen, wie oben zu Ausführungsformen des erfindungsgemäßen Verfahrens beschrieben wurde. Bspw. kann die Steigung von einem Umrichteranteil im elektrischen Versorgungsnetz abhängen. Das ist in der Fig. 9 durch drei unterschiedliche auf die Zeit bezogene Steigungen m-i, itΐ2 und rrn veranschaulicht. Die Stützsteuerfunktion kann somit bspw. aus mehreren Vorgabefunktionen ausgewählt werden, die jeweils eine der Steigungen aufweisen.

Es kommt aber auch in Betracht, dass statt der Auswahl zwischen mehreren Vorgabefunktionen die exemplarisch genannten Steigungen rrn, rri ₂ bzw. rm als Parameter eingestellt werden. Jedenfalls wird die Stützsteuerfunktion so gewählt bzw. eingestellt, dass einer, durch den Synchrongenerator verursachten, Schwingung entgegenwirkt wird. Das erfolgt hier durch die entsprechende Steigung.

Es ist aber auch möglich, dass die Stützsteuerfunktion komplexer ist als die in der veranschaulichenden Figur 9 angedeutete. Dazu wird ein weiteres Beispiel in Fig. 10 gezeigt. Die Fig. 10 geht von derselben Anfangssituation wie die Figur 9 aus und verwendet auch dieselbe Zeitachse.

Es wird dann aber vorgeschlagen, dass die Stützsteuerfunktion, unterschiedliche Steigungen mi und m2 aufweist. Das ist in der Fig. 10 veranschaulicht, demnach ab bzw. nach dem Ende des Netzfehlers zum Zeitpunkt ti zunächst die Wirkleistung mit der ersten Steigung mi erhöht wird, sie also mit einer Rampe mit der Steigung mi erhöht wird. Zum Zeitpunkt t2 wird gemäß diesem Beispiel vorgeschlagen, dass die eingespeiste Leistung P für einen vorgegebenen Zeitraum, nämlich bis zum Zeitpunkt t3 konstant gehalten wird. Ab dem Zeitpunkt b wird die eingespeiste Leistung P dann mit einer zwei- ten Steigung m2 erhöht, die in dem gezeigten Beispiel kleiner als die erste Steigung m2 ist. Dadurch kann einem Schwingen, besonders einem Aufschwingen einer Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz, bei entsprechender Parametrierung entgegen gewirkt werden und auf einen stabilen Betriebspunkt hingearbeitet werden. Besonders kann durch das anfängliche schnelle Erhöhen der Wirkleistung ein erster Arbeitspunkt mit viel eingespeister Wirkleistung erreicht werden, wohingegen der zweite langsamere Anstieg eine Schwingungsberuhigung erreichen oder fördern kann.

Es ist zu beachten, dass die genannten Steigungen der Fig. 9 und 10 trotz gleicher Bezeichnung (irn und ITI2) unterschiedlich sein können. In beiden Beispielen, also der Fig. 9 und 10 ist aber grundsätzlich vorgesehen, dass die Leistung dann wieder die Leistung Pp erreicht, die vor dem Netzfehler eingespeist wurde, sofern nicht weitere Randbedingungen, wie bspw. ein zwischenzeitliches Abflauen des Windes, dagegenstehen.