Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz. Die Erfindung betrifft auch ein Windenergiesystem, nämlich eine Windenergieanlage oder einen Windpark mit mehreren Windenergieanlagen, zum Durchführen eines Verfah- rens zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz.

Windenergiesysteme, nämlich Windenergieanlagen oder Windparks, sind bekannt und sie erzeugen elektrische Leistung aus Wind und speisen diese in ein elektrisches Versorgungsnetz ein. Der Anteil elektrischer Leistung, die durch Windenergiesysteme in das elektrische Versorgungsnetz eingespeist wird, an der insgesamt in das elektrische Versorgungsnetz eingespeisten Leistung, nimmt heutzutage in meisten elektrischen Versorgungsnetzen zu. Damit kommt solchen Windenergiesystemen auch zunehmend eine Bedeutung zum Stützen des elektrischen Versorgungsnetzes zu.

Ein Problembereich, bei dem eine Stützung durch Windenergiesysteme hilfreich wäre, ist das Auftreten niederfrequenter Schwingungen. Insoweit diese niederfrequenten Schwingungen Schwingungen zwischen zwei Elementen oder Bereichen im elektrischen Versorgungsnetz sind, kann auch von subsynchronen Resonanzen gesprochen werden. Jedenfalls können niederfrequente Schwingungen, einschließlich subsynchroner Resonanzen besonders durch das Schwingverhaltens eines oder mehrerer direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelter Synchrongeneratoren verursacht sein.

Während konventionelle Großkraftwerke, die solche direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelte Synchrongeneratoren aufweisen, ggf. über die Einstellung oder Regelung ihrer direkt gekoppelten Synchrongeneratoren einen solchen Effekt besonders auch unter Berücksichtigung der physikalischen Eigenschaften des jeweils verwendeten direkt gekoppelten Synchrongenerators begegnen, speisen moderne Windenergiesysteme grundsätzlich mittels Frequenzwechselrichtern bzw. Frequenzumrichtern in das elektrische Versorgungsnetz ein. Physikalische Effekte des direkt gekoppelten Synchrongenerators als Reaktion auf Änderungen im Netz, die unmittelbar Strom und Spannung beeinflussen können, wie sie von direkt mit dem elektrischen Versorgungsnetz gekoppelten Synchron- generatoren bekannt sind, treten bei der Einspeisung mittels Wechselrichtern bzw. Frequenzumrichtern nicht auf. Stattdessen kann durch die Einspeisung mittels Wechselrichter im Wesentlichen der eingespeiste Strom nach Betrag, Frequenz und Phase vorgegeben werden.

Für Windenergiesysteme, die mittels Wechselrichter in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen ist es stattdessen besonders wichtig, dass etwaige zu bedampfende niederfrequente Schwingungen erfasst werden. Zumindest sollte erfasst werden, ob niederfrequente Schwingungen überhaupt auftreten.

Besonders bei niederfrequenten Schwingungen kann aber die geringe Frequenz der Schwingungen auch dazu führen, dass solche niederfrequenten Schwingungen erst ver- gleichsweise spät erfasst oder erkannt werden können, bzw. eine lange Auswertedauer erforderlich machen.

Grundsätzlich sind Verfahren bekannt, um in einem 50 Hz Signal oder 60 Hz Signal überlagerte Schwingungen geringerer Frequenz zu erfassen. Besonders führt aber eine geringe Amplitude solcher, überlagerter niederfrequenter Schwingungen in der Praxis zu einer schlechten Erkennbarkeit. Besonders wenn wenig Zeit zum Erkennen zur Verfügung steht, können bekannte Frequenzanalyseverfahren an ihre Grenzen stoßen.

Das Deutsche Patent- und Markenamt hat in der Prioritätsanmeldung zu vorliegender PCT- Anmeldung folgenden Stand der Technik recherchiert: DE 10 2014 200 740 A1 und WO 2013/102791 A1. Der Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, zumindest eines der o.g. Probleme zu adressieren. Insbesondere soll eine Lösung vorgeschlagen werden, die eine schnelle Erkennbarkeit niederfrequenter Schwingungen im elektrischen Versorgungsnetz für Windenergiesysteme schafft. Zumindest soll zu bisher bekannten Lösungen eine alternative Lösung vorgeschlagen werden. Erfindungsgemäß wird ein Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen in einem elektrischen Versorgungsnetz gemäß Anspruch 1 vorgeschlagen. Insbesondere sollen als niederfrequente Schwingungen subsynchrone Resonanzen erkannt werden, aber auch andere niederfrequente Schwingungen kommen in Betracht. Dabei wird von einem elektrischen Versorgungsnetz ausgegangen, dass eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist. Die zu erkennenden niederfrequenten Schwingungen weisen eine geringere Frequenz als die Netznennfrequenz auf. Die niederfrequenten Schwingungen haben also vorzugsweise eine geringere Frequenz als die Grundfrequenz des elektrischen Versorgungsnetzes. Besonders können die niederfrequenten Schwingungen Werte von 1 Hz und weniger aufweisen. Sie können aber auch bis zum fünffachen Wert der Netznennfrequenz reichen. Als niederfrequente Schwingungen werden hier Schwingungen mit einer Frequenz von maximal dem fünffachen Wert der Netznennfrequenz bezeichnet, vorzugsweise mit einer Frequenz die maximal der Netznennfrequenz entspricht. Besonders weist die niederfrequente Schwingung keine Frequenz auf, die einem Vielfachen der Netznennfrequenz entspricht. Es ist zu beachten, dass die Untersuchung und Berücksichtigung niederfrequenter Schwingungen besonders der Untersuchung oder dem Sicherstellen einer Systemstabilität des elektrischen Versorgungsnetzes dient. Das grenzt sich von einer Beurteilung der Netzqualität bzw. Signalqualität des Spannungssignals im elektrischen Versorgungsnetz ab, bei der es besonders auf Oberwellen ankommt.

Es wird nun vorgeschlagen, dass wenigstens ein elektrisches Signal des elektrischen Versorgungsnetzes als wenigstens ein Testsignal erfasst wird. Als elektrisches Signal kommt besonders eine elektrische Spannung und außerdem oder alternativ ein elektrischer Strom in Betracht. Als elektrische Spannung kann dabei besonders eine dreiphasige Spannung an einem Netzanschlusspunkt aufgenommen werden, oder eine elektrische Spannung, die zu der elektrischen Spannung am Netzanschlusspunkt äquivalent, insbesondere proportional ist. Das kommt besonders in Betracht, wenn zum Erkennen der niederfrequenten Schwingungen, was gemäß einem Aspekt der Erfindung auch vorgeschlagen wird, ein Windenergiesystem, nämlich eine Windenergieanlage oder ein Windpark, verwendet wird. Dieses Windenergiesystem kann an einem Netzanschlusspunkt in das elektrische Versorgungsnetz einspeisen und dort die Spannung erfassen. Üblicherweise wird dazu auch ein Transformator verwendet, um die Spannung von dem Windenergiesystem auf das Niveau im elektrischen Versorgungsnetz hoch zu transformieren. Hier kann auch die elektrische Spannung der Niederspannungsseite des Transformators verwendet werden. Regelmäßig kann auch eine Ausgangsspannung an einem Wechselrichter eine für die Netzspannung, nämlich besonders die elektrische Spannung am Netzanschlusspunkt des elektrischen Versorgungsnetzes, repräsentative Spannung sein.

Als elektrischer Strom wird besonders der in das elektrische Versorgungsnetz eingespeiste elektrische Strom verwendet. Auch dieser Strom wird vorzugsweise dreiphasig aufgenom- men. Dieser in das elektrische Versorgungsnetz eingespeiste elektrische Strom kann dabei besonders ein durch das Windenergiesystem erzeugter elektrischer Strom sein.

Gemäß einem weiteren Schritt wird vorgeschlagen, dass das wenigstens eine erfasste Testsignal in wenigstens ein Prüfsignal gefiltert und/oder transformiert wird. Hier kommt besonders ein solches Filtern oder Transformieren in Betracht, dass neben Messrauschen auch die Grundfrequenz des Testsignals gefiltert wird, nämlich idealerweise eliminiert wird. Als Grundfrequenz ist hier die Netznennfrequenz anzusehen, also üblicherweise eine Frequenz von 50 Hz oder 60 Hz. Es kommt aber stattdessen oder zusätzlich auch in Betracht, das Testsignal so zu transformieren, dass sich der zeitliche Verlauf des Effektivwertes ergibt. Es ergibt sich dadurch idealerweise ein Prüfsignal, dessen Amplitude im Wesentli- chen konstant den Wert des Effektivwertes aufweist. Diese Amplitude kann dann schwanken, wenn der Grundwelle ein zusätzliches Signal überlagert ist. Besonders kann hier ein niederfrequentes Signal überlagert sein, das zu einer geringen Schwankung führen kann. Vorzugsweise werden die erfassten Größen in Raumzeigergrößen transformiert und dann die so transformierten Raumzeigergrößen weiter verwendet, insbesondere weiter gefiltert. Besonders können solche Größen bei einem konstanten Arbeitspunkt ebenfalls konstant sein. Wenn aber niederfrequente Schwingungen auftreten, können sich diese in Änderungen dieser erfassten Größen, besonders in Änderungen der jeweiligen Raumzeigergröße, wiederspiegeln.

In einem weiteren Schritt wird vorgeschlagen, dass das wenigstens eine Prüfsignal zeitlich abgeleitet wird, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten. Gibt das Prüfsignal bspw. den Effektivwert des Testsignals wieder, so wäre die Ableitung eines solchen Prüfsignals im Idealfall 0, wenn nämlich das Testsignal ideal sinusförmig und ohne Schwankungen wäre. Sofern aber wenigstens eine niederfrequente Schwingung überlagert ist, kann diese durch das zeitliche Ableiten des Prüfsignals hervortreten. Das durch das zeitliche Ableiten erhal- tene Gradientensignal weist dann nicht nur den Wert 0 auf, sondern zeigt im Wesentlichen die Ableitung des überlagerten Signals.

Dazu wird nun vorgeschlagen, dass das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkannt wird, wenn das Gradientensignal bzw. wenigstens eines der Gradientensignale, wenn mehrere Testsignale verarbeitet wurden, ein vorgegebenes Prüfkriterium erfüllt. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass das Prüfkriterium eine Prüfgrenze ist, die vorgegeben werden kann, und dass das Prüfkriterium erfüllt ist, wenn diese vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird. Die Auswertung erfolgt also letztlich über die Auswertung des Gradientensignals. Es wird also von dem wenigstens einen gefilterten oder transformierten Testsignal die zeitliche Ableitung geprüft und wenn diese zumindest für das Prüfsignal eines des Signals eine Prüfgrenze überschreitet, wird von dem Vorliegen einer Niederfrequenzschwingung ausgegangen. Ob eine niederfrequente Schwingung vorliegt, wird somit erst über die Gradientenbildung erkannt. Besonders wird die Gradientenbildung nicht auf eine bereits erkannte Oszillation angewendet, um z.B. zu erkennen, ob die Oszillation zu- oder abnimmt, sondern durch die Gradientenbildung wird die Schwingung überhaupt erst erkannt. Besonders der Vergleich der so erfassten Gradienten mit einer Prüfgrenze bildet eine Prüfung auf absolute Werte. Von einer Schwingung wird also bereits dann ausgegangen, wenn diese Prüfgrenze überschritten wird. Es ist nicht erforderlich, die weitere Entwicklung der Schwingung zu betrachten. Dadurch kann auch eine schnelle Erkennung realisiert werden, denn ein einzelnes Überschreiten der Prüfgrenze kann als Erkennung der Schwingung ausreichen. Das Kriterium ist damit auch leicht zu implementieren. Besonders ist dieses Verfahren damit auch gut onlinefähig. Es können kontinuierlich Werte aufgenommen werden, das wenigstens eine elektrische Testsignal kann also kontinuierlich erfasst werden und es kann auch kontinuierlich gefiltert bzw. transformiert werden und das kann wiederum kontinuierlich nach der Zeit abgeleitet werden. Diese Ableitung, also dieses Ableitungssignal kann ständig dem Prüfkriterium unterzogen werden, insbesondere kann ständig ein Vergleich dieses Gradientensignals mit einer vorgegebenen Prüfgrenze erfolgen. Das Erfüllen des Prüfkriteriums, insbesondere das Überschreiten der Prüfgrenze kann somit sofort eine Maßnahme auslösen. Insbesondere kann sofort eine Stützmaßnahme dadurch ausgelöst werden. Bspw. kann sofort eine Leistungseinspeisung reduziert werden. Es kommt auch in Betracht, dass dann sofort eine Reglerparametrierung geändert wird, nämlich von einem Regler mit geringer Zeitkonstante und/oder schwach gedämpftem Verhalten zu einem Regler größerer Zeitkonstante und/oder stärker gedämpftem Verhalten. Das Gradientensignal kann auch dadurch erhalten werden, dass eine Differenzbildung zeitlich beabstandeter Werte des Prüfsignals durchgeführt wird. Insoweit ein digitales Prüfsignal vorliegt, entspricht die Differenzbildung zwischen jedem Abtastwert ohnehin dem zeitlichen Ableiten. Hier kommt aber auch in Betracht, dass für einen vorbestimmten Differenz- Zeitraum, der vorzugsweise größer als ein Abtastintervall ist, eine Differenzbildung vorgenommen wird. Eine solche Differenzbildung kann entsprechend sukzessive wiederholt werden. Vorzugsweise werden solche Differenzenbildungen in vorbestimmten Zeitfenstern durchgeführt. Dadurch kann besonders auch ein Rauschen unterdrückt werden. Eine solche Differenzbildung in Zeitfenstern kann wie eine Filterung wirken und durch die Größe des Zeitfensters eingestellt werden.

Besonders kann bei der Prüfung, ob eine vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird, unmittelbar eine solche Differenz zweier zeitlich beabstandeter Werte mit der Prüfgrenze verglichen werden. Damit ist grundsätzlich auch eine schnelle Erfassung einer niederfrequenten Schwingung möglich, weil unmittelbar nach der Differenzbildung eine Entscheidung getroffen werden kann, ob nämlich von dem Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung ausgegangen wird.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als Prüfkriterium ein Gradientenmaximalwert vorgegeben wird und auf das Vorliegen der niederfrequenten Schwingung erkannt wird, wenn das Gradientensignal den Gradientenmaximalwert wenigstens einmal überschreitet. Dadurch kann ein klares Prüfkriterium vorgegeben werden. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass auf das Vorliegen der niederfrequenten Schwingung erkannt wird, wenn das Gradientensignal wenigstens für einen vorgegebenen Mindestzeitraum über den Gradientenmaximalwert liegt. Hier kann als vorgegebener Mindestzeitraum bereits die Zeitdauer eines oder zweier Abtastschritte gewählt werden. Dann wird nämlich erst auf das Vorliegen der niederfrequenten Schwingung erkannt, wenn das Gradientensignal wenigstens für zwei Messwerte, oder zumindest wenigstens für drei Messwerte oberhalb des Gradientenmaximalwerts liegt. Dadurch kann vermieden werden, dass bereits ein einzelner überschreitender Wert, der im Wesentlichen durch ein Messrauschen entstanden ist, das Erkennen einer niederfrequenten Schwingung auslöst. Durch die Prüfung auf einen Gradientenmaximalwert kann eine entsprechende Schwingung sofort erkannt werden, sobald der Gradient, der repräsentativ für die Schwingungsamplitude steht, nämlich diesen Wert überschreitet. Damit unterscheidet sich ein solches Kriterium von einem Verfahren, dass eine Schwingung erfasst und die weitere Entwicklung der Schwingung betrachtet, die nämlich betrachtet, ob die Schwingung zunimmt, abnimmt oder stagniert.

Besonders deutlich wird ein solcher Unterschied bei einer Schwingung, die sprunghaft auf- tritt, z.B. durch einen Leistungssprung einer eingespeisten Leistung. Dadurch kann plötz- lieh eine Schwingung auftreten, die aber wieder abnimmt. Betrachtet das Verfahren zum Erkennen der Schwingung die weitere Entwicklung der Schwingung, erkennt es, dass die Schwingung abklingt und erkennt damit keine Schwingung, löst damit kein Erkennungssignal aus. Wird aber das Erreichen bzw. Überschreiten eines Absolutwertes betrachtet, wie der Gradientenmaximalwert, würde im genannten Fall die Schwingung erkannt werden. Somit unterscheiden sich solche Kriterien signifikant.

Der Gradientenmaximalwert kann auch von einem Prüfzeitraum abhängen, über den der Gradient gebildet wird und der unten noch beschrieben wird. Vorzugsweise wird der Gradientenmaximalwert auch im Hinblick auf den Prüfzeitraum so gewählt, dass dieser mit einer maximalen Schwingamplitude des zu prüfenden elektrischen Signals korrespondiert. Für die Netzspannung als zu prüfendem Signal wird der Gradientenmaximalwert vorzugsweise aus einem Bereich gewählt, der einem Bereich von 0,1 % bis 2% der korrespondierenden maximalen Schwingamplitude entspricht. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als Gradientensignal eine Differenz zwischen maximalem und minimalem Wert des Prüfsignals in einem betrachteten Prüfzeitraum verwendet wird. Demnach wird also ein Prüfzeitraum vorgegeben in dem das Gradientensignal betrachtet wird. Dazu wird dann nicht die Differenz zweier Werte betrachtet, die um einen vorbestimmten zeitlichen Abstand auseinander liegen, sondern es wird der in diesem Prüfzeitraum auftretende minimale und auftretende maximale Wert des Prüfsignals betrachtet und dessen Differenz als Gradientensignal verwendet, insbesondere mit einer vorgegebenen Prüfgrenze vergli- chen. Bspw. kommt in Betracht, dass der Prüfzeitraum so gewählt wird, dass darin 10 oder mehr Werte oder insbesondere bis 50 Werte des Gradientensignals liegen. Dadurch kann ein klar definiertes Prüfkriterium aufgestellt werden und bei einer hohen Abtastrate ist der Zeitraum, bis zu dem das Prüfkriterium geprüft wird, vergleichsweise kurz ist. Vorzugsweise wird der betrachtete Prüfzeitraum als gleitendes Fenster verwendet und somit ins- besondere bei jedem neuen Abtastschritt um einen Abtastschritt weiter geschoben und das dann in dem Fenster befindliche Prüfsignal entsprechend ausgewertet.

Es ist zu bemerken, dass eine Prüfgrenze, besonders für eine Schwingungsamplitude zugrunde gelegt werden kann. Es wird also bei der Prüfgrenze vorzugsweise nicht diese mit einem absoluten Wert verglichen, sondern sie wird mit einer maximalen Oszillationsamplitude verglichen. Eine solche Schwingamplitude beschreibt im Grunde den Abstand einer positiven und einer negativen Einhüllenden eines oszillierenden Signals. Schwankt also ein Signal bspw. um einen Wert von 10, um nur ein Beispiel zu nennen, und schwingt das Signal dabei im äußersten Falle vom Wert 9 bis zum Wert 1 1 und zurück, so würde in diesem Beispiel die Schwingamplitude den Wert 2 aufweisen. Wäre, um bei diesem anschaulichen Beispiel zu bleiben, die zugehörige Prüfgrenze, also bspw. der Wert 3, so wäre diese Prüfgrenze nicht erreicht. Wäre der Wert der Prüfgrenze aber bspw. 1 ,5, so wäre sie erreicht. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als ein erstes Testsignal eine Netzspannung des elektrischen Versorgungsnetzes, insbesondere dreiphasig erfasst wird und als ein zweites Testsignal ein in das elektrische Versorgungsnetz eingespeister Einspeisestrom, insbesondere dreiphasig, erfasst wird und insbesondere das erste und zweite Testsignal in wenigstens ein Prüfsignal transformiert werden. Über die Netzspannung, ins- besondere am relevanten Netzanschlusspunkt, und den eingespeisten Einspeisestrom, den insbesondere ein Windenergiesystem in das elektrische Versorgungsnetz einspeist, können, was hiermit erkannt wurde, Informationen zu niederfrequenten Schwingungen erfasst werden. Dabei ist besonders zu berücksichtigen, dass eine niederfrequente Schwingung regelmäßig auch das im elektrischen Versorgungsnetz Hin- und Herschwingen elektrischer Leistung betreffen kann. Über das Erfassen des Einspeisestroms und gleichzeitig das Erfassen der Netzspannung, also das Erfassen der Spannung, mit der der Einspeisestrom eingespeist wird, kann somit die eingespeiste Leistung bzw. auch die eingespeiste Blindleistung erfasst werden. Daraus wiederum kann das Schwingen von Leistung im elektrischen Versorgungsnetz abgeleitet werden oder es kann dadurch erfasst werden. Vorzugsweise werden diese erfasste Netzspannung und dieser erfasste eingespeiste Einspeisestrom in wenigstens ein Prüfsignal transformiert. Dabei kommt auch in Betracht, dass diese in ein gemeinsames Prüfsignal transformiert werden, oder gemeinsam in mehrere Prüfsignale transformiert werden. Besonders eine Transformation in ein Wirkleistungssignal als Prüfsignal und/oder ein Blindleistungssignal als Prüfsignal kommt in Betracht. Vorzugsweise werden ein solches erstes und zweites Testsignal, also die erfasste Netzspannung und der erfasste eingespeiste Einspeisestrom, in ein Spannungssignal, ein Wirkleistungssignal und ein Blindleistungssignal transformiert, die dann ein Spannungsprüfsignal, Wirkleistungsprüfsignal bzw. Blindleistungsprüfsignal bilden. Das Spannungssignal repräsentiert dann somit die Netzspannung, das Wirkleistungssignal die eingespeiste Wirkleistung und das Blindleistungssignal die eingespeiste Blindleistung.

Diese drei Prüfsignale werden dann jeweils zeitlich abgeleitet, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten, nämlich ein Spannungsgradientensignal, ein Wirkleistungsgradienten- Signal und Blindleistungsgradientensignal. Die zeitliche Ableitung kann auch durch eine Differenzbildung jeweils realisiert werden, oder anstelle der zeitlichen Ableitung wird eine Differenzbildung zeitlich beabstandeter Werte durchgeführt.

Das Spannungsgradientensignal, das Wirkleistungsgradientensignal und das Blindleistungsgradientensignal werden dann auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung geprüft.

Die Prüfung erfolgt besonders so, dass das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung angenommen wird, wenn wenigstens in dem Spannungsgradientensignal und dem Wirkleistungsgradientensignal eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde, oder wenn in dem Spannungsgradientensignal und dem Blindleistungsgradientensignal eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde. Es kommt auch in Betracht, dass das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung angenommen wird, wenn in allen drei Gradienten eine Niederfrequenzschwingung erkannt wurde, wenn also eine niederfrequente Schwingung in dem Spannungsgradientensignal, in dem Wirkleistungsgradientensignal und in dem Blindleistungsgradientensignal erkannt wurde. Durch die positive Prüfung des Vorliegens einer niederfrequenten Schwingung in wenigstens zweien der genannten Gradientensignale wird besonders vermieden, dass ein Messfehler oder ein zu stark auftretendes Rauschen bereits zu einer fehlerhaften Erkennung niederfrequente Schwingungen führt. Besonders ist die gleichzeitige Prüfung in dem Spannungsgradientensignal einerseits und dem Wirkleistungsgradientensignal oder dem Blind- leistungsgradientensignal andererseits als vorteilhaft erkannt worden, weil das Spannungsgradientensignal schnell Schwankungen in dem Spannungssignal erkennen kann, die möglicherweise aber nicht mit niederfrequenten Schwingungen Zusammenhängen. Durch die weitere Berücksichtigung der Blind-/oder Wirkleistung wird somit auch die Stromkomponente berücksichtigt und nicht nur Spannungsschwankungen erkannt, die auch eine an- dere Ursache haben können und nicht unbedingt sofort eine niederfrequente Schwingung anzeigen müssen. Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass als ein weiteres Testsignal eine Netzfrequenz des elektrischen Versorgungsnetzes erfasst wird, das weitere Testsignal in ein Frequenzsignal als Frequenzprüfsignal transformiert wird, und das Frequenzprüfsignal zeitlich abgeleitet wird, oder eine Differenz gebildet wird, um ein Frequenzgradientensignal zu erhalten. Das Frequenzgradientensignal und insbesondere wenigstens ein weiteres Gradientensignal werden dann auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung geprüft, insbesondere so, dass das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung angenommen wird, wenn in dem Frequenzgradientensignal und in wenigstens noch einem der Gradientensignale eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde, nämlich in einem Span- nungsgradientensignal, einem Wirkleistungsgradientensignal und/oder einem Blindleistungsgradientensignal.

Hier wird somit vorgeschlagen, dass die Netzfrequenz als solche als Signal erfasst und ausgewertet wird. Ein solches Signal wäre idealerweise konstant, besonders bei 50Hz oder 60Hz. Tatsächlich wird es aber schwanken und diese Schwankung bildet, anschaulich gesprochen, das Frequenzsignal. Ein solches Frequenzsignal kann dann grundsätzlich wie die anderen beschriebenen Signale weiterverarbeitet werden.

Auch hier kommt in Betracht, nicht nur das Frequenzsignal auszuwerten, sondern auch noch wenigstens ein weiteres Signal zu berücksichtigen, besonders das Wirkleistungsgra- dientensignal. Die Erfassung der niederfrequenten Schwingung kann dadurch zusätzlich abgesichert werden. Durch die Transformation der erfassten Spannungen und Ströme u.a. in ein Wirkleistungssignal und ein Blindleistungssignal als Prüfsignale kann auch besonders eine Berücksichtigung dieser Größen als Effektivwerte erfolgen. Es kann insbesondere eine Transformation jeweils in deren Effektivwerte erfolgen und es wird dann durch deren Ableitung besonders nur noch die Schwankung der Effektivwerte betrachtet.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass zum Erfassen des wenigstens einen elektrischen Signals des elektrischen Versorgungsnetzes als Testsignal eine dreiphasige Netzspannung erfasst wird und daraus über eine Transformation eine Gleichgroße, insbesondere eine Raumzeigergröße der Spannung gebildet wird, insbesondere dass eine Mitsystemspannung nach dem Verfahren der symmetrischen Komponenten bestimmt wird, die ein Prüfsignal bildet und/oder als Testsignal ein dreiphasiger Einspeisestrom erfasst wird und daraus ein Mitsystemstrom nach dem Verfahren der symmetrischen Komponenten bestimmt wird, der ein Prüfsignal bildet. Durch die Transformation wird somit eine Gleichgroße bestimmt, also eine nicht oszillierende Größe, die somit auch als DC-Größe bezeichnet werden kann, die dabei grundsätzlich ein sinusförmiges Signal durch eine feste Größe beschreibt. Dadurch wird das Signal im Wesentlichen von seinem oszillierenden Grundsignal befreit und damit treten Signalän- derungen, nämlich Abweichungen vom sinusförmigen Grundsignal, stark hervor und können dadurch gut erkannt und ggf. verarbeitet werden. Es braucht trotz dreier untersuchter Phasen auch nur noch eine Größe betrachtet zu werden. Diese Effekte und die resultierenden Vorteile ergeben sich auch bei einer entsprechenden Transformation eines dreiphasigen Eingangsstromes, für den somit ebenfalls eine solche Transformation vorge- schlagen wird. Besonders wird für die Netzspannung und/oder den Einspeisestrom jeweils als Transformation in ein Prüfsignal eine Transformation nach der Methode der symmetrischen Komponenten vorgeschlagen, wobei dann nur die Mitsystemkomponente, also im Grunde der symmetrische Anteil betrachtet wird. Dabei wurde besonders erkannt, dass durch diese Transformation nach der Methode der symmetrischen Komponenten sich im Grunde ein Effektivwert ergibt, der somit ein Gleichwert ist und dieser gut als Beschreibung des Grundanteils verwendet werden kann. Tatsächliche Schwankungen, besonders Leistungsschwankungen, die sich nicht auf Unsymmetrien beschränken, sind dann jeweils dieser symmetrischen Komponente überlagert und können dann durch das vorgeschlagene zeitliche Ableiten dieser Prüfsignale gut erkannt werden. Durch die Transformation in eine Mitsystemspannung und einen Mitsystemstrom wird auch auf einfache und aus anderen Anwendungen bekannte Art und Weise die dreiphasige Spannung bzw. der dreiphasige Strom als jeweils nur eine Komponente betrachtet. Besonders für die Weiterverarbeitung und später Anwendung eines Prüfkriteriums stellt sich dann nicht die Frage, wie ein einzelnes Kriterium auf drei Phasen anzuwenden ist. Es wurde auch erkannt, dass eine solche Transformation, besonders eine Transformation in Mit- und Gegensystemkomponente eine filternde Wirkung hat und dadurch besonders hochfrequente Anteile herausgefiltert werden und eine für die Erkennung niederfrequenter Signale ausreichende Bandbreite gegeben ist. Es kommen aber auch andere Transformationen in Betracht, wie eine d/q-Transformation, die bei entsprechender Auswahl der Refe- renzfrequenz ebenfalls zu einem Gleichwert führen kann.

Vorzugsweise wird die Gleichgroße oder Raumzeigergröße der Spannung bzw. die Mitsystemspannung und die Gleichgroße oder Raumzeigergröße des Stromes bzw. der Mitsystemstrom in ein Spannungssignal, ein Wirkleistungssignal und Blindleistungssignal als Spannungsprüfsignal, Wirkleistungsprüfsignal bzw. Blindleistungsprüfsignal transformiert. Insoweit kann die Mitsystemspannung unmittelbar das Spannungsprüfsignal bilden. Der Mitsystemstrom kann, zusammen mit der Mitsystemspannung, weiter in ein Wirkleistungssignal und ein Blindleistungssignal transformiert werden.

Durch diese weitere Transformation, besonders auch zum Erhalten des Wirkleistungs- prüfsignals und Blindleistungsprüfsignals, kann auf einfache und effiziente Weise eine Betrachtung der eingespeisten Leistungen vorgenommen werden, besonders ihre Schwankungen können dann betrachtet werden, besonders durch die vorgeschlagene zeitliche Ableitung bzw. Differenzbildung des jeweiligen Prüfsignals.

Vorzugsweise wird mittels einer Windenergieanlage oder eines Windparks in das elektri- sehe Versorgungsnetz eingespeist und das Erkennen niederfrequenter Schwingungen mittels der Windenergieanlage bzw. mittels des Windparks durchgeführt. Hier wurde besonders erkannt, dass eine Windenergieanlage oder ein Windpark als sehr schnelle Regelungseinheiten im elektrischen Versorgungsnetz wirken können und es daher vorteilhaft sein kann, sie auch zur Erfassung niederfrequenter Schwingungen zu verwenden. Details solcher Windenergieanlagen bzw. Windparks werden nachfolgend noch beschrieben.

Gemäß einer Ausführungsform wird vorgeschlagen, dass auf eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung erkannt wird, wenn in dem Spannungsgradientensignal und dem Wirkleistungsgradientensignal oder in dem Spannungsgradientensignal und dem Blindleistungsgradientensignal jeweils eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde, und diese erkannten niederfrequenten Schwingungen gleiche Schwingfrequenz aufweisen, wobei insbesondere zusätzlich überprüft wird, ob die Netzfrequenz mit derselben Schwingfrequenz schwingt.

Hier wurde besonders erkannt, dass eine niederfrequente Schwingung unterschiedliche Ursachen haben kann und dass davon auch abhängen kann wie mit solchen Schwingungen umzugehen ist. Hat ein Einspeiser, besonders eine Windenergieanlage oder ein Windpark, die Schwingungen verursacht, so ist der Grund der Schwingung besonders in der Dynamik der Windenergieanlage bzw. des Windparks zu suchen. Es ist dann auch davon auszugehen, dass die Schwingungen durch die Windenergieanlage bzw. den Windpark behoben werden können müssen. Auch muss der Grund der Schwingung dann nicht unbedingt unmittelbar im Bereich der Einspeisung liegen, sondern kann auch eine mechanische Schwingung und/oder eine Schwingung im Generator betreffen. Liegt die Ursache der Schwingung aber im elektrischen Versorgungnetz, so wird der Windenergieanlage bzw. dem Windpark eher, falls überhaupt, zum Durchführen einer Schwingungsbedämpfung, also Reduzierung eingesetzt werden können. Außerdem wird eine solche Bedämpfung im Wesentlichen die Einspeisung betreffen. Daher ist die Unterscheidung der Schwingungsursache als wichtig erkannt worden.

Dazu wurde weiter erkannt, dass bei gleichzeitiger Erfassung wenigstens zweier der genannten Signale die Ursache der Schwingungen im elektrischen Versorgungsnetz zu suchen ist. Besonders Schwingungen der Netzspannung und der Netzfrequenz deuten auf eine Schwingung im elektrischen Versorgungsnetz hin, wohingegen das Wirkleistungssig- nal, also die eingespeiste Wirkleistung, und das Blindleistungssignal, also die eingespeiste Blindleistung, eher auf Schwingungen in der Einspeiseeinheit, besonders in der Windenergieanlage bzw. dem Windpark hindeuten.

Haben die Schwingungen der Netzspannung und/oder der Netzfrequenz eine gleiche Schwingfrequenz wie die Schwingungen der Wirk- und/oder Blindleistung, so liegt eine Schwingung vor, die die Einspeiseeinheit, besonders die Windenergieanlage bzw. den Windpark, betrifft, aber ihre Ursache im elektrischen Versorgungsnetz hat. Bspw. kann es sein, dass große elektrische Verbraucher, die an das elektrische Versorgungsnetz angeschlossen sind, den Netzbetrieb bspw. durch Leistungsschwankungen stören und dadurch die Schwingungen auslösen. Gemäß einer weiteren Ausgestaltung ist das Verfahren dadurch gekennzeichnet, dass als Spannungsgradientensignal, Wirkleistungsgradientensignal und Blindleistungsgradientensignal jeweils eine Differenz zwischen maximalem und minimalem Wert des entsprechenden Prüfsignals in einem betrachteten Prüfzeitraum verwendet wird und eine gleiche Schwingfrequenz dadurch erkannt wird, dass derselbe Prüfzeitraum verwendet wird und/o- der jeweilige Zeitabstände zwischen maximalem und minimalem Wert des entsprechenden Prüfsignals für das Spannungsgradientensignal, das Wirkleistungsgradientensignal bzw. das Blindleistungsgradientensignal gleich oder ähnlich sind.

Hier wurde besonders erkannt, dass die Erfassung der niederfrequenten Schwingung mittels Gradientenbildung auf einfache und effiziente Weise durch Differenzbindung zweier Signalwerte, nämlich des maximalen und des minimalen, durchgeführt werden kann. Dabei liegt ein Prüfzeitraum zu Grunde, der auf den Abstand der beiden Wert, also des maximalen und minimalen Wertes, gesetzt werden kann und dadurch unmittelbar auch die Schwingfrequenz gebildet werden kann. Für eine Überprüfung auf gleiche Frequenz ist aber auch das nicht nötig, dann sind die zeitlichen Abstände gleich, sind auch die zugeordneten Frequenzen gleich.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform ist das Verfahren dadurch gekennzeichnet, dass ein Gradientenquotient als Quotient zweier Gradientensignale gebildet wird und abhängig des Gradientenquotienten auf eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung erkannt wird. Hier wird besonders, wie auch besonders in den vorstehenden Ausführungsformen, die Windenergieanlage oder der Windpark als Einspeiseeinheit zu Grunde gelegt und es wird untersucht, ob eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung, oder eine in der oder durch die Einspeiseeinheit verursachte Schwingung anzunehmen ist.

Durch die Betrachtung der Gradientenquotienten wird eine einfache Prüfmöglichkeit geschaffen, die zudem mit geringem Aufwand in einer Steuereinheit oder Erfassungseinheit implementiert werden kann. Besonders wird vorgeschlagen ein solches Kriterium in einer zentralen Parksteuerung zu implementieren. Es können hierbei unmittelbar zwei Gradien- tensignale in Beziehung zu einander gesetzt werden, ohne dass eine komplexe Einzelauswertung der elektrischen Signale oder der daraus gebildeten Gradientensignale erforderlich ist.

Insbesondere wird vorgeschlagen, dass als Gradientenquotient ein Spannungs-Wirkleis- tungs-Quotient dU/dP als Quotient zwischen Spannungsgradientensignal und Wirkleis- tungsgradientensignal gebildet wird und/oder dass ein Spannungs-Blindleistungs-Quotient dU/dQ als Quotient zwischen Spannungsgradientensignal und Blindleistungsgradientensignal gebildet wird. Dazu wird vorgeschlagen, dass auf eine im elektrischen Versorgungsnetz verursachte Schwingung erkannt wird, wenn der Spannungs-Wirkleistungs-Quotient dU/dP und/oder der Spannungs-Blindleistungs-Quotient dU/dQ negativ sind. Hier liegt die Überlegung zu Grunde, dass eine Schwingung der Wirkleistung P als auch der Blindleistung Q zu einer Reaktion nämlich Schwingung der Netzspannung führen kann, denn die Netzspannung hängt auch von diesen Größen ab. Schwingt also die Wirkleistung und/oder die Blindleistung, kann das eine mitläufige Schwingung der Netzspannung aus- lösen. Das würde zu Gradienten gleichen Vorzeichens der Schwingung der Netzspannung einerseits und der Schwingung der Wirkleistung bzw. Blindleistung andererseits führen. Der Gradientenquotient wäre somit positiv. Ist die Schwingung der Netzspannung U aber nicht die Folge der Schwingung der Wirkleistung bzw. Blindleistung, so ist zu erwarten, dass die Netzspannung einerseits und die Wirkleistung bzw. Blindleistung andererseits gegenläufig schwingen. Ihre Gradienten hätten dann unterschiedliche Vorzeichen. Der Gradientenquotient wäre negativ. Für den Fall, dass nur einer der beiden Quotienten des Spannungs-Wirkleistungs-Quotient dU/dP und des Spannungs-Blindleistungs-Quotient dU/dQ negativ ist, kann zur Bewertung der Quotient ausschlaggebend sein, bei dem der Nenner größer ist. Meist werden die Wirkleistung P und die Blindleistung Q aber nicht gegeneinander schwingen, dass sie gemeinsam als Scheinleistung S eingespeist werden. Eine weitere Ausführungsform schlägt ein Verfahren vor, dass dadurch gekennzeichnet ist, dass Schwingungen klassifiziert werden, und eine gefundene Schwingklassifizierung ausgegeben wird. Als Schwingklassifizierung kommen besonders die folgenden in Betracht:

Es wurde für ein bzw. das Netzspannungssignal und ein bzw. das Wirkleistungssignal eine niederfrequente Schwingung erkannt. Es wurde für das Netzspannungssignal und ein bzw. das Blindleistungssignal eine niederfrequente Schwingung erkannt.

Es wurde für das Spannungssignal, das Wirkleistungssignal und das Blindleistungssignal eine niederfrequente Schwingung erkannt.

Es wurde für die Netzfrequenz und außerdem für das Spannungssignal, das Wirkleistungs- Signal und/oder das Blindleistungssignal, eine niederfrequente Schwingung erkannt.

Damit wird vorgeschlagen, dass die Schwingklassifizierungen einfach angeben, für welche Signale eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde. Daraus können dann durch den Empfänger dieser Schwingungsklassifizierung weitere qualifizierte Schlüsse abgeleitet werden. Bspw. kann eine Schwingung der Netzspannung zusammen mit einer Schwingung der eingespeisten Wirkleistung auf eine Leistungsschwingung im elektrischen Versorgungsnetz hinweisen, oder auf eine Schwingung ausgelöst durch eine Veränderung der Wirkleistungsbilanz im elektrischen Versorgungsnetz. Hingegen kann eine Schwingung der Netzspannung zusammen mit einer Schwingung der eingespeisten Blindleistung eher auf ein Problem der Spannungsstabilisierung im elektrischen Versorgungsnetz hindeuten, um ein weiteres Beispiel zu nennen.

Erfindungsgemäß wird zudem ein Windenergiesystem vorgeschlagen. Das Windenergie- System kann eine einzelne Windenergieanlage oder ein Windpark mit mehreren Windenergieanlagen sein. Es ist vorbereitet zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen, insbesondere subsynchroner Resonanzen, in einem elektrischen Versorgungsnetz. Bei dem elektrischen Versorgungsnetz wird davon ausgegangen, dass es eine Netzspannung mit einer Netznennfrequenz aufweist und dass die zu erkennenden niederfrequenten Schwin- gungen eine geringere Frequenz als die Netznennfrequenz aufweisen. Das vorgeschlagene Windenergiesystem umfasst eine Erfassungseinrichtung zum Erfassen wenigstens eines elektrischen Signals des elektrischen Versorgungsnetzes als wenigstens ein Testsignal. Insbesondere wird hier eine Messeinrichtung am Ausgang eines Wechselrichters und/oder am Netzanschlusspunkt, an dem das Windenergiesystem in das elektrische Ver- sorgungsnetz einspeist, vorgeschlagen. Vorzugsweise ist die Erfassungseinrichtung auf das Erfassen einer Spannung, insbesondere der Netzspannung des elektrischen Versorgungsnetzes eingerichtet. Außerdem oder alternativ wird vorzugsweise vorgeschlagen, dass die Erfassungseinrichtung zum Erfassen eines eingespeisten elektrischen Stroms vorgesehen ist. Weiterhin umfasst das Windenergiesystem eine Filtereinheit zum Filtern und/oder Transformieren des wenigstens einen, erfassten Testsignals in wenigstens ein Prüfsignal. Hier kommt besonders auch ein digitaler Filter oder eine digitale Transformationseinheit in Betracht, um besonders das wenigstens eine Testsignal, wenn dieses als digitales Signal vorliegt, zu filtern oder zu transformieren. Besonders kommt ein Filter in Betracht, der Fre- quenzen herausfiltert, die bei und über der Netznennfrequenz liegen, um besonders zu erreichen, dass Frequenzen der erwarteten niederfrequenten Schwingungen erhalten bleiben. Es kommt aber insbesondere auch in Betracht, eine Transformation durchzuführen, die auch ganz oder teilweise als Filter fungiert, um besonders jeweils einen Effektivwert der erfassten Größe zu transformieren. Besonders bei dem Erfassen einer Netzspannung oder eines eingespeisten Stroms als Testsignal kommt eine solche Transformation in den Effektivwert in Betracht. Damit wird im Grunde aus dem jeweiligen Testsignal die Grundschwingung herausgefiltert bzw. heraustransformiert.

Weiterhin ist eine Ableiteinheit vorgesehen, zum zeitlichen Ableiten des wenigstens einen Prüfsignals, um jeweils ein Gradientensignal zu erhalten. Jedes Prüfsignal wird somit durch diese Ableiteinheit in ein Gradientensignal geändert. Das Ableiten kann auch durch eine Differenzbildung erfolgen bzw. statt Ableiten kann eine Differenzbildung zeitlich beabstan- deter Werte des Prüfsignals durchgeführt werden. Dazu kann bspw. ein Zeitabstand vorgegeben werden, um den zwei Werte des Prüfsignals beabstandet sein sollen, wenn zwi- sehen ihnen die Differenzbildung durchgeführt werden soll. Idealerweise ist dann in dem Gradientensignal nur noch eine Ableitung etwaiger vorhandener niederfrequenter Schwingungen vorhanden, wenn nämlich idealerweise durch die Filtereinheit das Grundsignal, also insbesondere ein 50 Hz Signal bzw. ein 60 Hz Signal entfernt wurde. Durch die Ableitung können die jeweiligen Signale, besonders die überlagerten Signale besser erkannt werden.

Zudem ist eine Erkennungseinheit vorgesehen, zum Erkennen auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung. Diese arbeitet so, dass dann, wenn das Gradientensignal bzw. wenigstens eines der Gradientensignale ein vorgegebenes Prüfkriterium erfüllt, auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkannt wird. Besonders wird als vorgege- benes Prüfkriterium eine Prüfgrenze vorgegeben und das Prüfkriterium ist erfüllt, wenn die wenigstens eine vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird. Insbesondere wenn jeweils eine vorgegebene Prüfgrenze von dem Gradientensignal überschritten wurde.

Somit arbeitet das Windenergiesystem, insbesondere die Erkennungseinheit, so, dass niederfrequente Schwingungen dadurch erkannt werden, dass von wenigstens einem gefilter- ten Testsignal dessen Veränderung betrachtet und ausgewertet wird.

Vorzugsweise kann die Erfassungseinrichtung, die Filtereinheit, die Ableiteinheit und/oder die Erkennungseinheit in einem Prozessrechner und insbesondere in einer Steuereinrichtung zusammengefasst sein. Dabei kommt auch in Betracht, dass diese Elemente jeweils als Programmcode vorgesehen sind. Insbesondere arbeitet das Windenergiesystem so, dass es ein Verfahren gemäß wenigstens einer vorstehend beschriebenen Ausführungsform umsetzt.

Insbesondere weist das Windenergiesystem eine Steuereinrichtung auf und die Steuereinrichtung ist dazu vorbereitet, ein Verfahren gemäß einer vorstehend beschrieben Ausführungsform durchzuführen. Insbesondere kann das Verfahren dazu in der Steuereinrichtung implementiert sein. Vorzugsweise ist vorgesehen, dass ein Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen und/oder ein Windenergiesystem zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen auch dazu vorbereitet ist, im Falle einer oder mehrerer erkannter niederfrequenter Schwingungen darauf zu reagieren, insbesondere das elektrische Versorgungsnetz zu bedämp- fen. Dazu wird vorgeschlagen, dass dann, wenn auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkannt wurde, ein Einspeisen elektrischer Leistung, insbesondere elektrischer Wirkleistung, in das elektrische Versorgungsnetz verringert wird, insbesondere um 30%-70%, vorzugsweise 50 % verringert wird. Es wurde erkannt, dass durch das Verringern der eingespeisten Wirkleistung das elektrische Versorgungsnetz hinsichtlich nieder- frequenter Schwingungen beruhigt werden kann. Hierbei ist besonders hervorzuheben, dass es dafür keiner detaillierter Information zur erkannten niederfrequenten Schwingung bedarf. Es reicht aus, die vorgeschlagene bedampfende Maßnahme auszuführen, also auszulösen, sobald eine niederfrequente Schwingung erkannt wurde.

Gemäß einer weiteren Variante ist vorgesehen, im Falle einer oder mehrerer erkannter niederfrequenter Schwingungen so darauf zu reagieren, dass eine Bedämpfungsmaßnahme aktiviert wird, bei der bspw. eine modulierte Leistung eingespeist wird.

Vorzugsweise wird, sowohl für das Verfahren, also auch für die Windenergieanlage, vorgeschlagen, dass vom Abklingen der einen oder mehreren erkannten niederfrequenten Schwingungen ausgegangen wird, wenn das wenigstens eine Gradientensignal eine vor- gegebene Beendigungsgrenze unterschritten hat, die jeweils kleiner als die Prüfgrenze ist. Insbesondere wird vorgeschlagen, dass die Beendigungsgrenze jeweils wenigstens kleiner als 80 % der Prüfgrenze ist, insbesondere jeweils kleiner als 50 % der Prüfgrenze ist.

Insoweit wird vorgeschlagen, dass von dem Erkennen des Vorliegens einer niederfrequenten Schwingung ausgegangen wird, wenn eine vorgegebene Prüfgrenze überschritten wird, von dem Abklingen der niederfrequenten Schwingung aber noch nicht ausgegangen wird, wenn diese vorgegebene Prüfgrenze wieder unterschritten wird. Vielmehr muss das Gradientensignal deutlich kleiner sein, als die vorgegebene Prüfgrenze und dafür wird die vorgegebene Beendigungsgrenze vorgeschlagen, die signifikant kleiner als die Prüfgrenze gewählt wird. Insbesondere soll sie höchstes 80 %, vorzugsweise höchstens 50 % der Prüfgrenze aufweisen.

Bei der Überprüfung mehrerer Gradientensignale, wenn also mehrere Testsignale aufgenommen wurden, kann für jedes Gradientensignal eine individuelle Prüfgrenze vorgesehen sein. Entsprechend ist dann auch zum Erkennen des Abklingens erkannter niederfrequenter Schwingungen von mehreren Beendigungsgrenzen auszugehen, die entsprechend individual sind. Vorzugsweise ist jedem Gradientensignal eine Prüfgrenze und eine Beendigungsgrenze zugeordnet, wobei die jeweilige Beendigungsgröße kleiner als die Prüfgrenze desselben Gradientensignals ist.

Vorzugsweise wird vorgeschlagen, dass Dämpfungsmaßnahmen, die beim Erkennen auf eine niederfrequente Schwingung ausgelöst wurden, beendet werden, wenn vom Abklingen der niederfrequenten Schwingungen ausgegangen wird. Die Dämpfungsmaßnahmen können also eingeleitet werden, wenn ein Gradientensignal die vorgegebene Prüfgrenze überschreitet und sie können beendigt werden, wenn dasselbe Gradientensignal seine Beendigungsgrenze unterschreitet.

Nachfolgend wird die Erfindung beispielhaft anhand von Ausführungsformen unter Bezugnahme auf die begleitenden Figuren näher erläutert.

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

Figur 3 zeigt schematisch eine Ablaufstruktur eines Verfahrens gemäß einer Ausführungsform.

Figur 4 zeigt ein schematisches Diagramm mehrerer Prüfsignale

Figur 5 zeigt ein Windenergiesystem mit einer Steuereinrichtung. Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage 100 mit einem Turm 102 und einer Gondel 104. An der Gondel 104 ist ein Rotor 106 mit drei Rotorblättern 108 und einem Spinner 1 10 angeordnet. Der Rotor 106 wird im Betrieb durch den Wind in eine Drehbewegung versetzt und treibt dadurch einen Generator in der Gondel 104 an.

Figur 2 zeigt einen Windpark 1 12 mit beispielhaft drei Windenergieanlagen 100, die gleich oder verschieden sein können. Die drei Windenergieanlagen 100 stehen somit repräsentativ für im Grunde eine beliebige Anzahl von Windenergieanlagen eines Windparks 1 12. Die Windenergieanlagen 100 stellen ihre Leistung, nämlich insbesondere den erzeugten Strom über ein elektrisches Parknetz 1 14 bereit. Dabei werden die jeweils erzeugten Ströme bzw. Leistungen der einzelnen Windenergieanlagen 100 aufaddiert und meist ist ein Transformator 1 16 vorgesehen, der die Spannung im Park hochtransformiert, um dann an dem Einspeisepunkt 1 18, der auch allgemein als PCC bezeichnet wird, in das Versorgungsnetz 120 einzuspeisen. Fig. 2 ist nur eine vereinfachte Darstellung eines Windparks 1 12, die beispielsweise keine Steuerung zeigt, obwohl natürlich eine Steuerung vorhanden ist. Auch kann beispielsweise das Parknetz 1 14 anders gestaltet sein, indem beispielsweise auch ein Transformator am Ausgang jeder Windenergieanlage 100 vorhanden ist, um nur ein anderes Ausführungsbeispiel zu nennen.

Figur 3 zeigt in der Ablaufstruktur 300 Verfahrensschritte für das Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen. Demnach ist zunächst ein Spannungserfassungsblock 302 und ein Stromerfassungsblock 304 vorgesehen. Der Spannungserfassungsblock 302 nimmt die drei Phasenspannungen Ui , U2 und U3 auf und gibt ein gemeinsames Spannungssignal U an einen Filterblock 306 weiter. Die drei Phasenspannungen Ui , U2 und U3 können dabei besonders als Netzspannung an einem Netzanschlusspunkt aufgenommen worden.

Der Stromerfassungsblock 304 nimmt die drei Phasenströme h , I2 und I3 auf gibt ein gemeinsames Stromsignal I an den Filterblock 306 weiter. Die drei Phasenströme h, I2 und I3 können besonders als Einspeiseströme aufgenommen worden sein, die ein Windenergiesystem erzeugt hat und an demselben Netzanschlusspunkt in das elektrische Versor- gungsnetz einspeist, dem auch die drei Phasenspannungen Ui , U2 und U3 erfasst wurden.

In dem Filterblock 306 wird dann zunächst ein Filtern des erhaltenen gemeinsamen Spannungssignals U und des erhaltenen gemeinsamen Stromsignals I durchgeführt. Diese Filterung ist abgestimmt auf das Frequenzspektrum, das von Interesse ist. Besonders ist der Filter so ausgelegt, dass niederfrequente Schwingungen möglichst beibehalten werden können und nicht herausgefiltert werden.

Außerdem erfolgt in dem Filterblock 306 die Umwandlung der so gefilterten Signale in ein Spannungseffektivwert Um, ein Wirkleistungseffektivwert P _m und ein Blindleistungseffektivwert Q _m . All diese drei Werte werden als Signale ausgegeben, also als Spannungssignal, Wirkleistungssignal und Blindleistungssignal, wobei jedes Signal den Effektivwert der be- treffenden Größe in Abhängigkeit der Zeit wiedergibt. Diese vom Filterblock 306 ausgegebenen Signale können Prüfsignale bilden. Diese drei Effektivwertesignale werden dem Ableitblock 308 eingegeben. In dem Ableitblock 308 werden für die Effektivwerte Signale durch Ableiten oder Differenzbildung jeweils Gradienten bestimmt und diese Gradienten werden jeweils mit einer Prüfgrenze verglichen. In dieser Ausführungsform wird von dem Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung ausgegangen, wenn zum dem Spannungseffektivwertsignal Um ein Überschreiten seiner Prüfgrenze erkannt wurde und außerdem zu wenigstens einem der beiden übrigen Effektivwertsignale, nämlich dem Wirkleistungseffektivwert P _m und dem Blindleistungseffektivwert Q _m ein Überschreiten jeweils ihrer Prüfgrenze erkannt wurde. Erst dann wird von dem Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung ausgegangen. Natürlich kommt auch in Be- tracht, dass alle drei Signale, die hier in den Ableitblock 308 eingehen, jeweils ihre Prüfgrenze überschreiten.

Ist somit dieses Prüfkriterium erfüllt, gibt der Ableitblock 308 ein entsprechendes Signal aus, das hier als Triggersignal bezeichnet wird. Das Signal wird deswegen als Triggersignal bezeichnet, weil es weiter verwendet werden kann, um Reaktionen auszulösen, also zu triggern. Solche auslösenden Reaktionen können das Vornehmen von Dämpfungsmaßnahmen sein und außerdem oder alternativ kann das ein Sicherheitsabschalten des Windenergiesystems sein, das dieses Verfahren verwendet. Es kommt auch in Betracht, dass das Triggersignal immer ausgegeben wird, aber je nach erfasster Situation, also je nachdem ob eine niederfrequente Schwingung erfasst wurde, einen unterschiedlichen Wert auf- weist bzw. eine unterschiedliche Signalamplitude aufweist.

Figur 4 zeigt in einem Diagramm schematisch zu über einen Zeitraum von etwa 30 Sekunden aufgenommener Messungen den Verlauf dreier Prüfsignale, nämlich das Spannungsprüfsignal Um, das Wirkleistungsprüfsignal P _m und das Blindleistungsprüfsignal Q _m . Diese drei Prüfsignale entsprechen den drei Effektivwertsignalen Um, P _m und Q _m gemäß Figur 3, die der Filterblock 306 dort ausgibt.

Figur 4 zeigt in dem Diagramm außerdem ein Triggersignal, dass dem Triggersignal T _hg gemäß Figur 3 entspricht, dass dort der Ableitblock 308 ausgibt.

Die drei Prüfsignale Um, Pm und Q _m sind dort normiert dargestellt, nämlich auf Nennwerte normiert. Die Zahlen sind dabei als "milli" dargestellt, so dass die Skala statt von -1 bis +1 von -1000 bis +1000 reicht. Gemäß dem vorgeschlagenen Verfahren werden von diesen drei Prüfsignalen zur weiteren Auswertung besonders in dem Ableitblock 308 auch Ableitungen gebildet, bevor eine weitere Auswertung erfolgt. Diese Ableitungen sind hier der Einfachheit halber nicht dargestellt. In der Figur 4 ist zu erkennen, dass alle drei Prüfsignale zunächst wenig Schwingungen aufweisen. Das Spannungsprüfsignal Um und das Blindleistungsprüfsignal Q _m weisen anfangs zunächst etwa einen konstanten Wert auf. Es wird also konstante Blindleistung eingespeist. Das Spannungsprüfsignal Um sinkt etwas ab, wobei das Absinken kleiner als 1 % ist.

Das Wirkleistungsprüfsignal zeigt einen etwas steigenden Wert an. Dieser Anstieg kann auch auf zunehmende Windgeschwindigkeiten zurückzuführen sein. Die Zunahme in 15 Sekunden um etwa 3 % fällt aber vergleichsweise gering aus, lässt jedenfalls keinen Schluss auf niederfrequente Schwingungen zu. Kurz vor dem Zeitpunkt h ist zu erkennen, dass alle drei Prüfsignale zunehmende Oszillationen aufweisen. In der Graphik der schematischen Darstellung gemäß Figur 4 scheint die Zunahme der Oszillationen offensichtlich und leicht erkennbar zu sein. Für eine automatische Auswertung mittels eines Prozessrechners ist dieser Zusammenhang aber nicht ohne Weiteres identifizierbar. Deswegen wird vorgeschlagen, jeweils eine Ableitung dieser drei Prüfsignale, nämlich des Spannungsprüfsignals Um, des Wirkleistungsprüfsignals P _m und des Blindleistungsprüfsignals Q _m vorzunehmen. Bei einer solchen Ableitung, die in der Figur 4 allerdings nicht dargestellt ist, treten dann die Schwingungen verstärkt hervor. Die Ableitungen werden dann zum Zeitpunkt h so groß, dass sie ihre jeweilige Prüfgrenze überschreiten und deswegen auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkannt wurde.

Dabei liegt hier eine Auswertung zu Grunde, die auf das Vorliegen einer niederfrequenten Schwingung erkennt, wenn das Spannungsprüfsignal und das Blindleistungsprüfsignal jeweils ihre Prüfgrenze überschreiten, und/oder wenn das Spannungsprüfsignal und das Wirkleistungsprüfsignal jeweils ihre Prüfgrenze überschreiten. Im Beispiel der Figur 4 sind zum Zeitpunkt t1 beide Kriterien erfüllt. Der Einfachheit halber zeigt das Triggersignal T g zum Zeitpunkt ti der Fall ist, springt das Triggersignal T rig von 0 auf den Wert 1 hoch. Wenn nur eines der Kriterien erfüllt ist, nimmt das Triggersignal Thg einen kleineren Wert an, der aber deutlich größer als null ist, z.B. 0,8.

Nur wenn keines der Kriterien erfüllt ist, nimmt das Triggersignal Thg den Wert 0 an. Des- wegen fällt das Triggersignal Thg teilweise auf diesen kleineren Wert von etwa 0,8 ab, weil dort das Wirkleistungsprüfsignal, oder das Blindleistungsprüfsignal in den zeitlichen Berei- chen unter ihre Prüfgrenze abgefallen sind. Das Spannungsprüfsignal ist während der gesamten dargestellten Zeit ab dem Zeitpunkt h nicht unter seine Prüfgrenze abgefallen, denn in dem Fall wäre das Triggersignal T rig auf den Wert 0 abgefallen.

Das Triggersignal T rig kann dann dazu führen, wenn es nicht den Wert 0 annimmt, dass eine Dämpfungsmaßnahme eingeleitet wird, oder sogar eine Abschaltung eines Windenergiesystems erfolgt, oder sogar das Windenergiesystem vom elektrischen Versorgungsnetz getrennt wird.

Figur 5 zeigt veranschaulichend eine Windenergieanlage 500 mit einer Steuereinrichtung 502, die genau wie der eben gezeigte Wechselrichter 504 als Teil der Windenergieanlage 500 anzusehen ist und bspw. im Turm 506 der Windenergieanlage angeordnet sein könnte, wobei hier nur der Übersichtlichkeit halber der Wechselrichter 504 und die Steuereinrichtung außerhalb der übrigen Windenergieanlage 500 dargestellt ist.

Der Wechselrichter 504 erhält aus den Wind erzeugte Leistung als ein Gleichspannungssignal und führt darauf basierend das Wechselrichten aus und erzeugt einen dreiphasigen Einspeisestrom li, _2,3 bei einer dreiphasigen Spannung U-1,2,3. Dies kann über einen Transformator 508 in das elektrische Versorgungsnetz 510 an einem dort angedeuteten Netzanschlusspunkt 512 eingespeist werden.

Zum Durchführen eines vorgeschlagenen Verfahrens zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen können zunächst Strom und Spannung mit einem angedeuteten Mess- sensor 514 gemessen und an die Erfassungseinrichtung 526 übergeben werden. Die Erfassungseinrichtung 516 und der Messsensor 514 können auch eine gemeinsame Einheit bilden.

Die Erfassungseinrichtung 516 erfasst somit aus den übergebenen Messungen zumindest ein Testsignal. Hier können Spannung und Strom jeweils ein Testsignal bilden. Dieses Testsignal bzw. hier diese Testsignale werden dann an die Filtereinheit 518 übergeben, die eine Filterung durchführt und insbesondere diese Filterung so durchführt, dass im Wesentlichen nur noch Signalanteile mit gewünschten Frequenzen, nämlich im Bereich der zu erwartenden niederfrequenten Schwingungen verbleiben. Diese so gefilterten Signale werden als Prüfsignale verwendet und an die Ableiteinheit 520 übergeben. Das Symbol der Ableiteinheit 520 deutet auf eine zeitkontinuierliche Ableitung hin, aber besonders beim Vorliegen diskreter Signale kommt natürlich auch eine diskrete Ableitung durch Differenzbildung in Betracht. Jedenfalls wird das so abgeleitete Signal bzw. diese abgeleiteten Signale an die Erkennungseinheit 522 übergeben, die dann ein vorgegebenes Prüfkriterium prüft, insbesondere für jedes empfangene abgeleitete Prüfsignal prüft, ob eine vorgegebene P rüfg re nze jeweils überschritten ist. Als Ergebnis kann die Erkennungseinheit 522 ein Triggersignal an einen Prozessrechner 524 übergeben.

Der Prozessrechner 524 steuert grundsätzlich den Wechselrichter an, übernimmt ggf. weitere Steueraufgaben, und kann diese Ansteuerung auch abhängig des von der Erkennungseinheit 522 empfangenen Triggersignals machen. Besonders dann, wenn eine niederfrequente Schwingung oder mehrere niederfrequente Schwingungen erkannt wurden, kann der Prozessrechner 524 den Wechselrichter 504 entsprechend verändert ansteuern, in dem bspw. eine Reduzierung der einzuspeisenden Leistung vorgegeben wird. Dazu kann, was Figur 5 nicht zeigt, der Prozessrechner 524 zudem weitere Steuerungen in der Windenergieanlage vornehmen, wie bspw. das Verstellen der Rotorblätter, um auch entsprechend weniger Leistung aus dem Wind zu entnehmen. Außerdem oder alternativ kommt in Betracht, dass im Falle erkannter niederfrequenter Schwingungen zum Schutz der Windenergieanlage das Einspeisen eingestellt wird und ggf. ein Sicherheitsschalter geöffnet wird, der der Einfachheit halber in Figur 5 allerdings nicht gezeigt ist.

Somit wurde besonders ein Verfahren zum Erkennen niederfrequenter Schwingungen vor- geschlagen. Dieses berücksichtigt, dass Energiesysteme schwingungsfähige Systeme sind, die natürliche Moden unterhalb und ggf. auch oberhalb der Systemfrequenz besitzen. Als Systemfrequenz ist hier die Netzfrequenz anzunehmen, also üblicherweise 50 Hz oder 60 Hz. Wenn angeregt, können solche Schwingungen die Systemstabilität beeinträchtigen.

Windenergieanlagen können auch zur Stabilisierung, oder bei falscher Handhabung sogar zur Destabilisierung des Energiesystems beitragen. Es ist zu beachten, dass die Lebensdauer einer Windenergieanlage etwa 25 Jahre betragen kann und in dieser Zeit das Energiesystem sich auch stark ändern und entwickeln kann.

Die nun vorgeschlagene Beobachtung niederfrequenter Schwingungen, die auch als Energiesystemschwingungen oder Power System Oscillations (PSO) bezeichnet werden, kann nicht nur ein Warnsystem für den Betrieb von Windenergieanlagen oder Windparks ver- wendet werden, sondern diese Information als Ergebnis der Beobachtung kann auch benutzt werden, um geeignete Dämpfungssignale durch den Windpark oder ggf. durch eine Windenergieanlage, zur Bedämpfung der Energiesystemschwingungen zu verwenden.

Das vorgeschlagene Verfahren kann auch als Algorithmus in einer Steuereinrichtung, ins- besondere einem Prozessrechner, implementiert werden. Im Falle eines Windparks als Windenergiesystem kommt dazu auch ein zentraler Parkrechner bzw. eine zentrale Parksteuereinheit in Betracht, auf der das Verfahren implementiert sein kann. Besonders die Erfassungseinrichtung, Filtereinheit, Ableiteinheit und Erkennungseinheit, wie sie in der Figur 5 veranschaulicht sind, können auch in einer gemeinsamen Steuereinheit zusammen- gefasst sein, oder als Algorithmen oder Softwareblöcke implementiert sein.

Der vorgeschlagene Algorithmus bzw. das vorgeschlagene Verfahren basiert besonders auf der Analyse von Spannungs- und Leistungsgradienten. Auswertungen können im Übrigen vor Ort an der Windenergieanlage, oder in dem Windpark vorgenommen werden, oder auch in einer entfernten Überwachungszentrale. Dazu besteht dann die Möglichkeit, dass die nötigen Daten per SCADA übertragen werden.

Im Übrigen kann das vorgeschlagene Verfahren auch für Verbrauchereinheiten angewendet werden, und grundsätzlich auch für herkömmliche Kraftwerke. Bspw. können Verbrauchereinheiten ggf. im Falle erkannter niederfrequenter Schwingungen ihr Verhalten ändern oder sich ggf. vom elektrischen Versorgungsnetz trennen. Besonders wird auch eine Lösung geschaffen, die ein Verfahren zur Onlinedetektion der Energiesystemschwingungen ermöglicht.

Besonders ist für das Verfahren vorgesehen, dass eine Online-Analyse von transienten Messdaten an einem Netzanschlusspunkt eines Windparks erfolgt. Das ist besonders deswegen vorteilhaft, weil bei Windparks üblicherweise eine zentrale Parksteuereinheit dort angeordnet ist. Es kann somit sofort und vor Ort die Analyse vorgenommen werden. Es wird vorgeschlagen, dass Spannungen und Ströme ausgewertet werden, geeignet gefiltert werden und dass schließlich als letztes die Berechnung der zeitlichen Gradienten der gefilterten Spannung und berechneter Leistungssignale erfolgt. Durch geeignete Parametrierung der Prüfgrenzen, die auch als Schwellwert bezeichnet werden können, lassen sich dann daraus niederfrequente Schwingungen detektieren.