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WO2010115224A2 - Energieeinspeisung in ein stromnetz - Google Patents

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WO2010115224A2
WO2010115224A2 PCT/AT2010/000077 AT2010000077W WO2010115224A2 WO 2010115224 A2 WO2010115224 A2 WO 2010115224A2 AT 2010000077 W AT2010000077 W AT 2010000077W WO 2010115224 A2 WO2010115224 A2 WO 2010115224A2
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WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
load
generator
power
voltage
grid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/AT2010/000077
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English (en)
French (fr)
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WO2010115224A3 (de
Inventor
Johann Hell
Nebojsa Danilovic
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Andritz Hydro GmbH Austria
Original Assignee
Andritz Hydro GmbH Austria
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Andritz Hydro GmbH Austria filed Critical Andritz Hydro GmbH Austria
Priority to EP10716735A priority Critical patent/EP2417681A2/de
Priority to CA 2757353 priority patent/CA2757353A1/en
Priority to US13/263,872 priority patent/US20120098335A1/en
Publication of WO2010115224A2 publication Critical patent/WO2010115224A2/de
Publication of WO2010115224A3 publication Critical patent/WO2010115224A3/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/0014—
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05F—SYSTEMS FOR REGULATING ELECTRIC OR MAGNETIC VARIABLES
    • G05F1/00—Automatic systems in which deviations of an electric quantity from one or more predetermined values are detected at the output of the system and fed back to a device within the system to restore the detected quantity to its predetermined value or values, i.e. retroactive systems
    • G05F1/66—Regulating electric power
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H9/00—Emergency protective circuit arrangements for limiting excess current or voltage without disconnection
    • H02H9/02—Emergency protective circuit arrangements for limiting excess current or voltage without disconnection responsive to excess current

Definitions

  • the subject of this invention is a method for feeding energy into a power grid, in which energy is generated in the form of electric current by at least one generator and supplied to a power grid, the generator either directly or via a transformer with a
  • the subject of this invention is also a device with which the method according to the invention is carried out.
  • the present invention enables generators for electrical
  • the invention describes a simple and robust concept that can be used for one or more power generation units (generators) connected in parallel.
  • the invention is limited to generators for electrical power generation, which are connected either directly or via one or more transformers to the power grid. When a power failure occurs, the generator (s) remain connected to the network.
  • the inventive method is based on the fact that at a voltage drop (voltage dip) in the power grid, a load which is bridged in normal operation by a switch, is interposed by opening the switch, whereby at least a portion of the electrical power, not by the reduced voltage more is delivered to the power grid, is absorbed by the load. Thereby, an acceleration of the rotor can be prevented and the generator remains in a stable operating range.
  • the switch is closed again so that the load is bridged again.
  • the mains voltage is then back to its desired value, the kinetic energy supplied to the generator can thus be returned to the power grid without any problems in the form of electrical energy. An energy absorption by the load is therefore no longer necessary.
  • this invention is suitable for special generators with permanent excitement, as these generators have rotors with a comparatively low moment of inertia and thus are particularly vulnerable to an acceleration of the rotor by a voltage dip. The requirement of a smooth bridging of voltage drops can then be met for these generators.
  • the load is formed by an ohmic resistance.
  • the power that can not be delivered to the power grid in the event of a voltage dip is then simply converted into heat in the resistor.
  • at least part of this power is stored in a corresponding unit.
  • all units that can store electrical energy in the short term come into question. Examples include energy storage with flywheel, superconducting magnets or capacitors.
  • the load in particular a resistor, can be regulated or unregulated.
  • a controllable load has the advantage that it can be adapted to the respective voltage dip.
  • a portion of the electrical power which is no longer delivered to the power supply due to the voltage dip is additionally absorbed by an additional regulated load.
  • This extra load preferably to the above Load is connected in parallel, leading to additional stabilization of the system.
  • phase angle of the generator voltage can be used as a controlled variable for the regulation of the additional regulated load.
  • the invention also provides a corresponding device for feeding energy into a power grid with at least one generator for power generation, which is connected either via a transformer or directly to a grid transfer point, between the at least one generator and the grid transfer point, a load, preferably a resistor provided is, which is bridged by a switch.
  • a load preferably a resistor provided is, which is bridged by a switch.
  • Fig. 2 shows a one-line diagram with the solution according to the invention installed at the voltage level of the generator
  • Fig. 3 shows a one-line diagram with the solution according to the invention installed on the transformer high-voltage side 4 shows a one-line diagram of an alternative solution of the bypass switch with anti-parallel thyristors
  • Fig. 5 shows an example of a possible embodiment of a controlled load.
  • Fig. 6 shows another example of a possible embodiment of a controlled load
  • Fig. 7 is a one-line diagram for the simulation calculations
  • Fig. 1 shows schematically a plant for energy supply in a power grid.
  • the energy flow in normal operation of the system takes place from the generating units, ie from the generators 1, via a switch 2 associated with each unit to a busbar 3.
  • a switch 2 associated with each unit to a busbar 3.
  • several units can be combined to form modules.
  • About a transformer 4 for each module is then usually transformed to medium voltage level or to a medium voltage level 5.
  • the energy is then transmitted from the medium voltage level 5 via a further transformer 6 and a net dome switch 7 in the power grid.
  • the voltage level here is usually over 10OkV.
  • the grid transfer point 8 is the point at which contractual services are defined between the plant operator and the grid operator. At this point, also voltages, frequencies and their deviations are determined.
  • the network transfer point 8 is also referred to as PCC (Point of Common Coupling).
  • the generator 1 In normal operation of the system, the generator 1 is connected via a transformer 4 or directly to the power grid. The power generated by the turbines is transmitted via the generators 1 (minus losses) to the grid.
  • the invention is based on the fact that now between the generator 1 and the power grid during the time of the voltage dip, a load 10, such as a resistor 10 ', interposed.
  • This resistor 10 ' is bridged in normal operation by a mechanical switch 11 (bypass switch) or by an electronic switch 11A.
  • the opening of the switch 11, 11A is triggered when the mains voltage falls below a certain value, ie if a line fault (voltage dip) is detected at the grid transfer point 8. Then, however, should be opened as soon as possible.
  • the design of the resistor 10 ' takes place according to the amount of energy to be absorbed. A design for continuous operation is not necessary.
  • the generator 1 is now possible to convert a portion of the power generated in heat. This avoids an acceleration of the generator 1 and enables a subsequent downshift to normal operation.
  • an additional regulated load 12 is provided in Fig. 2. It may be a variety of load devices, but where a quick adjustability of the load is necessary. Thus, for example, with a regulation of the voltage angle at the generator 1, a stabilizing effect can be achieved.
  • the solution according to the invention can also be installed on the transformer high voltage side, as shown in Fig. 3.
  • an electronic switch 11A with antiparallel-connected thyristors is shown as an alternative to a mechanical switch 11.
  • the additional regulated load 12 may be self-guided, for example
  • Inverter 12 A executed. It consists of a converter transformer 14 for controlled load, a clocked power converter 15, a
  • this regulated load 12B operates with a load resistor 19 controlled via thyristors 18.
  • the regulated load 12B can be designed for short-time operation, as it only during and shortly after the line fault is active.
  • an energy store can also be provided. Since the generator voltage or the voltage on the high-voltage side of the transformer 4 is higher than the blocking voltage of conventional power electronic components, usually a converter transformer 14 is connected in front of the regulated load 12, 12A, 12B.
  • the phase angle of the generator voltage is the angle measured before the disturbance occurred. If the actual value of the angle deviates from the nominal value, then the power of the additional regulated load 12, 12A, 12B is increased, the machine slows down and can then be switched back to normal operation after the voltage has returned.
  • All resistors and other components of the device according to the invention can be designed for a short-time operation. Thus, a reduction in size can be achieved.
  • the proposed resistors 10 ', switches 11 and regulated loads 12, 12A, 12B may be provided with each generator 1, but several generators 1 may also be combined.
  • the circuit diagram of the selected arrangement is shown in Fig. 7.
  • the entire system consists of 40 generators 1, which are grouped in 5 groups to form eight modules.
  • the five generators 1 of a module feed together to the busbar 3 with a voltage of 3.3kV and a Frequency of 60Hz.
  • Generator power 1 is 2.5MW.
  • the generators 1 are designed as permanent-magnet machines in this example.
  • Each module has its own transformer 4, which transfers the energy to the next higher medium voltage level 5 with 34.5 kV. On this medium voltage level 5 then the eight modules of the system are summarized.
  • Via a further transformer 6 and the associated network dome switch 7, the energy generated by 40 generators 1 is then transferred via the network transfer point (PCC) 8 into the superimposed network with 138 kV.
  • PCC network transfer point
  • the device according to the invention is now connected between the transformer 4 and the busbar 3. It consists of a fixed resistor 10 'and an associated switch 11. In addition, a regulated load 12 is still installed on the busbar 3.
  • FIG. 8 The results of the simulation calculation are shown in FIG. 8 and in FIG. 9. They show u.a. Voltages and currents during and after a voltage dip at the grid transfer point 8.
  • the upper graph in Fig. 8 shows the time course of the voltages (in per unit system, based on a generator) at the grid transfer point 8 and the busbar 3.
  • the voltage breaks for a duration of 625 ms to a value of 15%. Then the voltage goes up to the nominal value after a ramp. This course responds to the specifications of a local network operator.
  • the generator voltage falls to a value of about 50% in the first moment. Only after opening the switch 11 with a delay of 70 ms selected here does the voltage rise again due to the voltage drop across the resistor 10 '. After the end of the power failure (approx. 2.7 sec.), The switch 11 is closed again and the system returns to normal operation.
  • the setpoint of the controlled variable for the regulated load was the phase position of the generator voltage before the grid fault.
  • the short peak power of the controlled load 12 arises because the generator 1 has to be accelerated immediately when the fault occurs and must first be braked again by the load.
  • Uncontrolled generators are generators in which neither the active nor the reactive power is regulated. In regulated generators, the

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft eine Vorrichtung und ein Verfahren mit dem es möglich ist, Generatoren (1) zur elektrischen Energieerzeugung während und nach einer Netzstörung, wie beispielsweise eines Spannungseinbruchs, stabil am Netz zu halten. Diese Forderung ist in den Netzanschlussbedingungen vieler Netzbetreiber definiert und muss für Anlagen ab einer bestimmten Leistung eingehalten werden. Erfindungsgemäß wird bei einer Netzstörung eine Last (10, 10') zwischengeschaltet, wodurch die Energie, die durch den Spannungsabfall nicht mehr an das Stromnetz abgegeben werden kann, durch die Last (10,10') aufgenommen wird.

Description

Energieeinspeisung in ein Stromnetz
Den Gegenstand dieser Erfindung bildet ein Verfahren zur Energieeinspeisung in ein Stromnetz, bei dem Energie in Form von elektrischem Strom durch zumindest einen Generator erzeugt und einem Stromnetz zugeführt wird, wobei der Generator entweder direkt oder über einen Transformator mit einem
Netzübergabepunkt des Stromnetzes verbunden ist.
Den Gegenstand dieser Erfindung bildet auch eine Vorrichtung, mit der das erfindungsgemäße Verfahren durchgeführt wird.
Die vorliegende Erfindung ermöglicht es, dass Generatoren zur elektrischen
Energieerzeugung Spannungseinbrüche überstehen können, ohne dabei instabil zu werden.
Die Forderung, kurze Netzstörungen überbrücken zu können, ist in allen spezifischen Netzanschlussbedingungen der Netzbetreiber zu finden. Die Werte und die Dauer für die Unterspannung sind aber zum Teil sehr unterschiedlich.
Das Problem bei einer massiven Spannungseinsenkung (Spannungseinbruch) ist, dass durch die reduzierte Spannung die von der primären Erzeugungseinheit bereitgestellt Energie nicht im erforderlichen Maße in das Stromnetz transferiert werden kann. Damit kommt es zu einer Beschleunigung des Rotors des Generators und es besteht die Gefahr, dass bei einer zu langen Dauer der Netzstörung die Abweichung der relativen Rotorposition von seiner Ausgangslage zu groß wird, dass nach dem Ende der Störung die Rückkehr in einen stabilen Betrieb nicht mehr möglich ist.
Um trotzdem einen sicheren Netzbetrieb aufrecht halten zu können, fordern die Netzbetreiber von den Kraftwerksbetreibern, dass die installierten Anlagen die Fähigkeit besitzen müssen, Spannungseinbrüche einer begrenzten Dauer ohne Störung zu überstehen (= Low Voltage Ride-Through capability - LVRT). Diese Forderung ist auch meist an eine Leistung und ein Spannungsniveau am Einspeisepunkt (Netzübergabepunkt) in das Stromnetz gebunden. Das heißt, für kleine Erzeugungseinheiten kommt diese Forderung meist nicht zum Tragen. Die Definition für LVRT geht dabei jedoch von der Summe der installierten Einheiten aus. Damit soll erreicht werden, dass eine Summe von kleinen Einheiten wie eine große Einheit betrachtet wird (speziell Windparks). Der Grund liegt darin, dass bei einer Netzstörung ein Wegschalten von möglichst wenig Erzeugungsleistung gewünscht ist, um den nachfolgenden Netzaufbau sicherzustellen. Wäre dies nicht der Fall, kann es zu einem Spannungskollaps oder einer Überlastung von Übertragungsleitungen kommen.
Dieses Problem einer möglichen Instabilität bei einer kurzen Netzstörung tritt verstärkt bei ungeregelten Einheiten auf. Als Beispiel sind hier Generatoren mit Permanenterregung und/oder hydraulischen Turbinen ohne Regeleinrichtung genannt. Zusätzlich wird das Problem verschärft, wenn die erzeugenden Einheiten Rotoren mit einem kleinen Massenträgheitsmoment haben.
Die Erfindung beschreibt ein einfaches und robustes Konzept, das für eine oder auch mehrere parallel geschaltete Stromerzeugungseinheiten (Generatoren) angewandt werden kann.
Die Erfindung beschränkt sich dabei auf Generatoren für elektrische Energieerzeugung, die entweder direkt oder über einen oder mehrere Transformatoren mit dem Stromnetz verbunden sind. Bei Eintreten einer Netzstörung bleiben dabei der (die) Generator(en) mit dem Netz verbunden.
Das erfindungsgemäße Verfahren beruht nun darauf, dass bei einem Spannungsabfall (Spannungseinbruch) im Stromnetz, eine Last, die im Normalbetrieb durch einen Schalter überbrückt wird, durch öffnen des Schalters zwischengeschaltet wird, wodurch zumindest ein Teil der elektrischen Leistung, die durch die reduzierte Spannung nicht mehr an das Stromnetz abgegeben wird, durch die Last aufgenommen wird. Dadurch kann eine Beschleunigung des Rotors verhindert werden und der Generator verbleibt in einem stabilen Betriebsbereich.
Vorzugsweise wird nach dem Spannungseinbruch, nachdem das Stromnetz wieder einen Spannungswert erreicht hat, der einem Normalbetrieb entspricht, der Schalter wieder geschlossen, sodass die Last wieder überbrückt wird. Die Netzspannung befindet sich dann wieder auf ihrem Sollwert, die an den Generator gelieferte kinetische Energie kann somit wieder problemlos in Form von elektrischer Energie an das Stromnetz abgegeben werden. Eine Energieaufnahme durch die Last ist somit nicht mehr notwendig.
Gut eignet sich diese Erfindung für spezielle Generatoren mit permanenter Erregung, da diese Generatoren Rotoren mit einem vergleichsweise geringen Massenträgheitsmoment aufweisen und somit besonders anfällig für eine Beschleunigung des Rotors durch einen Spannungseinbruch sind. Die Forderung einer störungsfreien Überbrückung von Spannungseinbrüchen kann dann auch für diese Generatoren erfüllt werden.
Auch bei klassisch, elektrisch erregten, Synchronmaschinen kann mit diesem Verfahren eine Verbesserung des Verhaltens bei Netzstörungen erzielt werden.
Es ist vorteilhaft, wenn die Last durch einen ohmschen Widerstand gebildet wird. Die Leistung, die bei einem Spannungseinbruch nicht mehr an das Stromnetz abgegeben werden kann, wird dann einfach im Widerstand in Wärme umgewandelt. Es ist aber auch denkbar, dass zumindest ein Teil dieser Leistung in einer entsprechenden Einheit gespeichert wird. Als mögliche Speichereinheiten kommen alle Einheiten, die elektrische Energie kurzfristig speichern können, in Frage. Beispielhaft genannt sind Energiespeicher mit Schwungrad, supraleitende Magneten oder Kondensatoren.
Die Last, insbesondere ein Widerstand, kann geregelt oder ungeregelt ausgeführt sein. Eine regelbare Last hat den Vorteil, dass sie an den jeweiligen Spannungseinbruch angepasst werden kann.
In einer günstigen Ausführungsform des Verfahrens wird zusätzlich ein Teil der elektrischen Leistung, die durch den Spannungseinbruch nicht mehr an das Stromnetz abgegeben wird, durch eine zusätzliche geregelte Last aufgenommen. Diese zusätzliche Last, die vorzugsweise zur oben genannten Last parallel geschaltet ist, führt zu einer zusätzlichen Stabilisierung des Systems.
Als Regelgröße für die Regelung der zusätzlichen geregelten Last kann zum Beispiel der Phasenwinkel der Generatorspannung verwendet werden.
Gegenstand der Erfindung bildet auch eine entsprechende Vorrichtung zur Energieeinspeisung in ein Stromnetz mit zumindest einem Generator zur Stromerzeugung, der entweder über einen Transformator oder direkt mit einem Netzübergabepunkt verbunden ist, wobei zwischen dem zumindest einen Generator und dem Netzübergabepunkt eine Last, vorzugsweise ein Widerstand, vorgesehen ist, die durch einen Schalter überbrückbar ist. Bei einem Spannungseinbruch des Stromnetzes kann so die Last leicht und schnell in den Stromübertragungsweg zwischengeschaltet werden. Nicht an das Stromnetz abgebare Leistung kann durch die Last aufgenommen werden und eine Beschleunigung des Generatorrotors wird verhindert.
Es ist vorteilhaft, wenn mehrere Generatoren über eine Sammelschiene zu einem Modul zusammengefasst sind, und dass die Last zwischen die Sammelschiene und dem Netzübergabepunkt zwischenschaltbar ist.
Somit kann durch eine zwischenschaltbare Last der stabile Betrieb mehrerer Generatoren gewährleistet werden.
Im Folgenden wird die Erfindung anhand von Abbildungen beschrieben. Es zeigen:
Fig.1 ein Einlinienschaltbild einer Standard-Konfiguration nach dem Stand der
Technik
Fig. 2 ein Einlinienschaltbild mit der erfindungsgemäßen Lösung installiert auf der Spannungsebene des Generators
Fig. 3 ein Einlinienschaltbild mit der erfindungsgemäßen Lösung installiert auf der Trafo Oberspannungsseite Fig. 4 ein Einlinienschaltbild einer alternative Lösung des Überbrückungs- schalters mit antiparallelen Thyristoren
Fig. 5 ein Beispiel für eine mögliche Ausführungsform einer geregelten Last Fig. 6 ein weiteres Beispiel für eine mögliche Ausführungsform einer geregelten Last
Fig. 7 ein Einlinienschaltbild für die Simulationsrechnungen
Fig. 8 und 9 Simulationsergebnisse
Gleiche Bezugszeichen in den jeweiligen Abbildungen bezeichnen gleiche
Bauteile.
Fig. 1 zeigt schematisch eine Anlage zur Energieeinspeisung in einem Stromnetz. Der Energiefluss im Normalbetrieb der Anlage erfolgt dabei von den erzeugenden Einheiten, also von den Generatoren 1 , über einen jeder Einheit zugeordneten Schalter 2 zu einer Sammelschiene 3. An dieser Sammelschiene 3 können mehrere Einheiten zu Modulen zusammengefasst werden. Über einen Transformator 4 für jedes Modul wird dann meist auf Mittelspannungsniveau bzw. auf eine Mittelspannungsebene 5 transformiert. Bei größeren Einheiten wird dann die Energie von der Mittelspannungsebene 5 über einen weiteren Transformator 6 und einen Netzkuppelschalter 7 in das Stromnetz übertragen. Die Spannungsebene liegt hier meist über 10OkV. Der Netzübergabepunkt 8 ist jener Punkt, an dem vertragliche Leistungen zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber definiert werden. An diesem Punkt werden auch Spannungen, Frequenzen und deren Abweichungen festgelegt. Der Netzübergabepunkt 8 wird auch als PCC (Point of Common Coupling) bezeichnet.
Die Funktion der Anlage gemäß Fig. 1 wird nun nachstehend im Detail beschrieben.
Im Normalbetrieb der Anlage ist der Generator 1 über einen Transformator 4 oder direkt mit dem Stromnetz verbunden. Die von den Turbinen erzeugte Leistung wird (abzüglich Verluste) über die Generatoren 1 in das Netz übertragen.
Kommt es nun zu einer Störung im Stromnetz, die durch Kurzschlüsse oder Erdschlüsse verursacht werden kann, dann bricht während der Kurzschlussdauer die Spannung an der Fehlerstelle auf nahezu Null ein. Abhängig von der örtlichen Lage der Fehlerstelle im Netz kann nun die Spannung am Netzübergabepunkt 8 (PCC = Point of Common Coupling) der betrachteten Einheit bis auf Null einbrechen. Dies bedeutet, dass es in diesem Zustand nicht möglich ist, die von der Turbine gelieferte Leistung in das Stromnetz zu übertragen. Als Folge wird der Generator 1 durch die Turbine (nicht dargestellt), die nach wie vor die gleiche Leistung liefert, beschleunigt und die Rotorposition des Generators 1 entfernt sich nun immer mehr von der Lage, die dem Ausgangsbelastungszustand entspricht. Hält dieser Zustand eine gewisse Zeit an, dann „kippt" der Generator 1 und eine Rückkehr in den ursprünglichen Ausgangszustand ist nicht mehr möglich. Der Generator 1 muss dann vom Stromnetz getrennt werden.
Fig. 2 zeigt nun ein Einlinienschaltbild mit der erfindungsgemäßen Lösung, welche auf der Spannungsebene des Generators 1 installiert ist.
Die Erfindung beruht darauf, dass nun zwischen dem Generator 1 und dem Stromnetz während der Zeit des Spannungseinbruches eine Last 10, wie beispielsweise ein Widerstand 10', zwischengeschaltet wird. Dieser Widerstand 10' wird im Normalbetrieb von einem mechanischen Schalter 11 (Überbrückungsschalter) oder von einem elektronischen Schalter 11A überbrückt. Das öffnen des Schalters 11 , 11A wird ausgelöst, wenn die Netzspannung einen gewissen Wert unterschreitet, wenn also eine Netzstörung (Spannungseinbruch) am Netzübergabepunkt 8 festgestellt wird. Dann jedoch soll möglichst unverzögert geöffnet werden.
Nachdem die Spannung am Netzübergabepunkt 8 wieder einen Wert erreicht hat, der im Betriebsbereich der Anlage liegt, wird der Schalter 11 , 11A wieder geschlossen und die Anlage geht wieder in den Normalbetrieb zurück.
Die Auslegung des Widerstandes 10' erfolgt dabei nach der zu absorbierenden Energiemenge. Eine Auslegung auf Dauerbetrieb ist nicht notwendig. Durch den auf die Leistung der Generatoren 1 abgestimmten Widerstand 10' ist es dem Generator 1 nun möglich, einen Teil der erzeugten Leistung in Wärme umzusetzen. Damit wird eine Beschleunigung des Generators 1 vermieden und eine nachfolgende Rückschaltung in den Normalbetrieb ermöglicht. Da die exakte Abstimmung eines nicht regelbaren Widerstandes 10' nur auf einen Lastzustand möglich ist, ist in Fig. 2 eine zusätzliche geregelte Last 12 vorgesehen. Es kann sich dabei um unterschiedlichste Belastungseinrichtungen handeln, bei denen jedoch eine schnelle Verstellbarkeit der Last notwendig ist. Damit kann zum Beispiel mit einer Regelung des Spannungswinkels am Generator 1 eine stabilisierende Wirkung erreicht werden.
Die erfindungsgemäße Lösung kann auch auf der Trafo Oberspannungsseite installiert werden, wie dies in Fig. 3 dargestellt ist.
In Fig. 4 ist alternativ zu einem mechanischen Schalter 11 , ein elektronischer Schalter 11A mit antiparallel geschalteten Thyristoren dargestellt.
Die zusätzliche geregelte Last 12 kann beispielsweise als selbstgeführter
Umrichter 12A ausgeführt sein. Er besteht aus einem Stromrichtertransformator 14 für geregelte Belastung, einem getakteten Stromrichter 15, einem
Gleichspannungs-Zwischenkreis 16 mit Kondensator und einem geregelten
Bremswiderstand 17 mit Leistungselektronik und Regelung. Dieser selbstgeführte Stromrichter 12A ist in Fig. 5 dargestellt.
Eine Nutzung des installierten selbstgeführten Stromrichters 12A für statische und/oder dynamische Kompensation ist möglich. Damit ergibt sich ein zusätzlicher Nutzen der installierten Ausrüstung.
In Fig. 6 ist eine weitere mögliche Ausführungsform für eine zusätzliche geregelte Last 12 dargestellt, diese geregelte Last 12B arbeitet mit einem über Thyristoren 18 gesteuerten Belastungswiderstand 19. Die geregelte Last 12B kann für Kurzzeitbetrieb ausgelegt werden, da sie nur während und kurz nach der Netzstörung aktiv ist. Alternativ zu dem geschalteten Widerstand 10' kann auch ein Energiespeicher vorgesehen werden. Da die Generatorspannung bzw. die Spannung auf der Oberspannungsseite des Transformators 4 höher ist als die Sperrspannung herkömmlicher leistungselektronischer Bauelemente, wird vor der regelten Last 12, 12A, 12B meist ein Stromrichtertransformator 14 geschaltet.
Als Regelgröße für die geregelte Last 12, 12A, 12B kann man zum Beispiel den Phasenwinkel der Generatorspannung wählen. Der Sollwert ist dabei jener Winkel, der vor Eintritt der Störung gemessen wurde. Weicht der Istwert des Winkels vom Sollwert ab, dann wird die Leistung der zusätzlichen geregelten Last 12, 12A, 12B erhöht, die Maschine wird langsamer und kann dann nach dem Wiederkehren der Spannung in den Normalbetrieb zurückgeschaltet werden.
Alle Widerstände und andere Komponenten der erfindungsgemäßen Einrichtung können auf einen Kurzzeitbetrieb ausgelegt werden. Damit kann eine Reduktion der Größe erreicht werden.
Bei Anlagen mit mehreren Generatoren 1 können die vorgeschlagenen Widerstände 10', Schalter 11 und geregelten Lasten 12, 12A, 12B bei jedem Generator 1 vorgesehen sein, es können aber auch mehrere Generatoren 1 zusammengefasst werden.
Die Last 10, 10' kann dabei an beliebiger Stelle in der Linie zwischen Netz und den erzeugenden Einheiten geschaltet werden.
Beispiel:
Um die Funktion der vorgeschlagenen Lösung besser darzustellen, wurde eine Simulation einer bestimmten Anlagenkonfiguration durchgeführt. Das Schaltbild der gewählten Anordnung ist in Fig. 7 dargestellt. Die gesamte Anlage besteht hier aus 40 Generatoren 1 , die in 5-er Gruppen zu acht Modulen zusammengefasst sind. Die fünf Generatoren 1 eines Moduls speisen gemeinsam auf die Sammelschiene 3 mit einer Spannung von 3,3kV und einer Frequenz von 60Hz ein. Die Generatorleistung 1 ist 2,5MW. Die Generatoren 1 sind in diesem Beispiel als permanenterregte Maschinen ausgeführt. Jedes Modul hat einen eigenen Transformator 4, der die Energie auf die nächst höhere Mittelspannungsebene 5 mit 34,5 kV weiterleitet. Auf dieser Mittelspannungsebene 5 werden dann die acht Module der Anlage zusammengefasst. Über einen weiteren Transformator 6 und den zugehörigen Netzkuppelschalter 7 wird dann die von 40 Generatoren 1 erzeugte Energie über den Netzübergabepunkt (PCC) 8 in das überlagerte Netz mit 138kV übergeben.
Die erfindungsgemäße Einrichtung ist nun zwischen Transformator 4 und der Sammelschiene 3 geschaltet. Sie besteht aus einem fixen Widerstand 10' und einem zugehörigen Schalter 11. Zusätzlich ist an der Sammelschiene 3 noch eine geregelte Last 12 installiert.
Die Ergebnisse der Simulationsrechnung sind in Fig. 8 und in Fig. 9 dargestellt. Sie zeigen u.a. Spannungen und Ströme während und nach einem Spannungseinbruch am Netzübergabepunkt 8.
Die obere Grafik in Fig. 8 zeigt den zeitlichen Verlauf der Spannungen (im per unit system, bezogen auf einen Generator) am Netzübergabepunkt 8 und an der Sammelschiene 3. Die Spannung bricht für eine Dauer von 625ms auf einen Wert von 15% ein. Danach geht die Spannung nach einer Rampe wieder auf den Nennwert hoch. Dieser Verlauf einspricht dabei den Vorgaben eines lokalen Netzbetreibers. Bei Einbruch der Spannung fällt im ersten Moment die Generatorspannung auf einen Wert von etwa 50%. Erst nach öffnen des Schalters 11 mit einer hier gewählten Verzögerung von 70ms steigt durch den Spannungsabfall am Widerstand 10' die Spannung wieder an. Nach Ende der Netzstörung (Zeitpunkt ca. 2.7 Sek.) wird der Schalter 11 wieder geschlossen und die Anlage geht wieder in den Normalbetrieb zurück.
In der unteren Grafik in Fig. 8 ist der entsprechende zeitliche Verlauf des Winkels der Rotorposition in Bezug zur Generatorspannung dargestellt. Nach Eintreten der Netzstörung wird der Rotor des Generators 1 beschleunigt, da die von der Turbine gelieferte Leistung nicht mehr in das Stromnetz übertragen werden kann. Erst nach dem öffnen des Schalters 11 und der Aktivierung der geregelten Last 12 gelingt es, den Rotor nahezu in die Ausgangsposition zurückzuführen. Dadurch kann nach dem Ende der Netzstörung ohne größere Probleme eine Rückschaltung in den Ausgangszustand erfolgen.
In der oberen Grafik in Fig. 9 ist der zeitliche Strom- und Spannungsverlauf eines der Generatoren 1 gezeigt. Es treten nur kurze Spitzen auf, diese ergeben sich, da die vorgeschlagene Einrichtung erst nach einer kurzen Verzögerung (Erkennung der Unterspannung und Öffnungszeit des Schalters 11 ) wirksam werden kann.
Die untere Grafik in Fig. 9 zeigt den Leistungsverlauf am Widerstand 10' und der geregelten Last 12. Da die Einrichtung in dem gezeigten Beispiel für ein Modul mit je fünf Generatoren 1 installiert wurde, ist im Fehlerfall auch die gesamte erzeugte Leistung des Moduls umzusetzen (5x 2,5MW = 12,5MW).
Als Sollwert der Regelgröße für die geregelte Last wurde hier die Phasenlage der Generatorspannung vor der Netzstörung gewählt. Die kurze Leistungsspitze der geregelten Last 12 entsteht, da der Generator 1 bei Einritt des Fehlers sofort beschleunigt und durch die Last erst wieder abgebremst werden muss.
Nach dem Ende der Störung wird mit dem Schließen des Schalters 11 die Wirkung des Widerstandes 10' deaktiviert.
Die in den Zeichnungen dargestellten Ausführungsformen stellen lediglich eine bevorzugte Ausführung der Erfindung dar. Die Erfindung kann sowohl für geregelte als auch für ungeregelte Generatoren 1 angewendet werden. Unter ungeregelten Generatoren versteht man Generatoren, bei denen weder die Wirk- noch die Blindleistung geregelt wird. Bei geregelten Generatoren wird die
Blindleistung über Generatorerregung und die Wirkleistung beispielsweise über die Verstellung der Turbine geregelt.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Energieeinspeisung in ein Stromnetz, bei dem Energie in Form von elektrischem Strom durch zumindest einen Generator (1) erzeugt und einem Stromnetz zugeführt wird, wobei der Generator (1) entweder direkt oder über einen Transformator (4, 6) mit einem Netzübergabepunkt (8) des Stromnetzes verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass bei einem Spannungseinbruch im Stromnetz eine Last (10, 10'), die im Normalbetrieb durch einen Schalter (11 , 11A) überbrückt wird, durch Öffnen des Schalters (11 , 11A) zwischengeschaltet wird, wodurch zumindest ein Teil der elektrischen Leistung, die durch die reduzierte Spannung nicht mehr an das Stromnetz abgegeben wird, durch die Last (10, 10') aufgenommen wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass nach dem Spannungsabfall nachdem das Stromnetz wieder einen Spannungswert erreicht hat, der einem Normalbetrieb entspricht, der Schalter (11 , 11A) wieder geschlossen wird, sodass die Last (10, 10') wieder überbrückt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Strom durch zumindest einen Generator (1 ) mit permanenter Erregung erzeugt wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass der Strom durch zumindest einen Generator (1 ), der als Synchronmaschine ausgebildet ist, erzeugt wird.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Last (10) durch einen ohmschen Widerstand (10') gebildet wird.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Last (10) durch einen Energiespeicher gebildet wird.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein Teil der elektrischen Leistung, die durch die reduzierte Spannung nicht mehr an das Stromnetz abgegeben wird, durch eine regelbare Last (10, 10') aufgenommen wird.
8. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein weiterer Teil der elektrischen Leistung, die durch die reduzierte Spannung nicht mehr an das Stromnetz abgegeben wird, durch eine zusätzliche geregelte Last (12, 12A, 12B) aufgenommen wird.
9. Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass als Regelgröße für eine Regelung der zusätzlichen geregelten Last (12, 12A, 12B) ein Phasenwinkel der Generatorspannung verwendet wird.
10. Vorrichtung zur Energieeinspeisung in ein Stromnetz, aufweisend zumindest einen Generator (1 ) zur Stromerzeugung, der entweder über einen Transformator (4, 6) oder direkt mit einem Netzübergabepunkt (8) des Stromnetzes verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass zwischen dem zumindest einen Generator (1 ) und dem Netzübergabepunkt (8) eine Last (10, 10') vorgesehen ist, die durch einen Schalter (11 , 11A) überbrückbar ist.
11. Vorrichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass mehrere Generatoren über eine Sammelschiene 3 zu einem Modul zusammengefasst sind, und dass die Last (10, 10') zwischen die
Sammelschiene (3) und den Netzübergabepunkt (8) zwischenschaltbar ist.
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