WO2022038222A1 - Method for providing a converter voltage of a converter-based generating and/or storage system and control apparatus for carrying out the method - Google Patents

Method for providing a converter voltage of a converter-based generating and/or storage system and control apparatus for carrying out the method Download PDF

Info

Publication number
WO2022038222A1
WO2022038222A1 PCT/EP2021/073021 EP2021073021W WO2022038222A1 WO 2022038222 A1 WO2022038222 A1 WO 2022038222A1 EP 2021073021 W EP2021073021 W EP 2021073021W WO 2022038222 A1 WO2022038222 A1 WO 2022038222A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
voltage
converter
synchronization
grid
network
Prior art date
Application number
PCT/EP2021/073021
Other languages
German (de)
French (fr)
Inventor
Holger Wrede
Pascal WINTER
Original Assignee
Hochschule Düsseldorf
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 Hochschule Düsseldorf filed Critical Hochschule Düsseldorf
Publication of WO2022038222A1 publication Critical patent/WO2022038222A1/en

Links

Classifications

    • 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
    • H02J3/40—Synchronising a generator for connection to a network or to another generator
    • 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
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • 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
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • 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
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • 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
    • H02J3/36—Arrangements for transfer of electric power between ac networks via a high-tension dc link
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/60—Arrangements for transfer of electric power between AC networks or generators via a high voltage DC link [HVCD]

Definitions

  • a method for providing a converter voltage to a converter-based generation and/or storage system for electrical energy is provided, the generation and/or storage system being designed to feed electrical energy into and/or out of a grid via a converter at a grid connection point , with the steps: a) specification of a setpoint voltage, b) determination of a mains connection voltage at the network connection point using a mains voltage identification device, c) if the network is identified on the basis of the determined mains connection voltage as a network of several network generators, determination of a synchronization voltage by synchronizing the specified setpoint voltage to the determined one Mains connection voltage by means of a synchronization device, d) determination of a reference voltage, taking into account the synchronization voltage determined, by means of a system control device of the generation and/or storage system age, e) providing the converter voltage, taking into account the determined reference voltage and a synchronization frequency of the synchronization voltage by means of the converter.
  • step d) determining the reference voltage involves using the determined synchronization voltage as a substitute for the grid connection voltage when determining the reference voltage using the system control device Generation and / or storage facility includes.
  • the grid connection voltage that is used as the input parameter for controlling the generation and/or storage system, but rather the synchronization voltage that has been determined.
  • the provision of the converter voltage taking into account the determined reference voltage and the synchronization frequency of the synchronization voltage by means of the converter, also includes pilot control of the converter voltage, taking into account reference powers of the generation and/or storage system, the determined synchronization voltage and an impedance of the generation and /or storage facility.
  • the current one is preferred Value of the synchronization voltage and the knowledge of the impedance of the generation and/or storage system are used to pre-control the converter voltage from the reference power of the generation and/or storage system in such a way that the desired power is set dynamically - based on the current network status. This pre-control enables a quick reaction - initially independent of the defined inertia with regard to changes in the state of the grid - to plant-side system requirements such as fluctuating wind and/or solar power.

Abstract

The invention relates to a method for providing a converter voltage (uu(t)) of a converter-based electric power generating and/or storage system, the generating and/or storage system being designed to feed and/or offtake electrical energy via a converter (12) into a network (14) at a network connection point (10), said method comprising the steps of: • a) predetermining a target voltage (So), • b) determining a network connection voltage (SQ) at the network connection point (10) by means of a network voltage identification device (16), • c) if, on the basis of the determined mains power connection (SQ), the network (14) is identified as a network comprising a plurality of network formers, determining a synchronisation voltage (S sync) by synchronising the predetermined target voltage (So) to the identified network connection voltage (SQ) by means of a synchronising device (18), • d) determining a reference voltage (S ref) taking account of the determined synchronisation voltage (S sync) by means of a system control device (20) of the generating and/or storage system, • e) providing the converter voltage (uu(t)) taking account of the determined reference voltage (S ref) and a synchronisation frequency (co syn c) of the synchronisation voltage (S sync) by means of the converter (12).

Description

Verfahren zum Bereitstellen einer Umrichterspannung einer umrichterbasierten Erzeu- gungs- und/oder Speicheranlage und Steuervorrichtung zur Durchführung des Verfahrens Method for providing a converter voltage of a converter-based generation and/or storage system and control device for carrying out the method
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bereitstellen einer Umrichterspannung einer umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie. The invention relates to a method for providing a converter voltage for a converter-based generation and/or storage system for electrical energy.
Weiterhin betrifft die Erfindung eine Steuervorrichtung zur Durchführung des obigen Verfahrens. Furthermore, the invention relates to a control device for carrying out the above method.
Ferner betrifft die Erfindung ein Netzbildner zur Bildung einer Netzspannung in einem Netz umfassend die obige Steuervorrichtung und eine umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie. Furthermore, the invention relates to a network generator for forming a network voltage in a network, comprising the above control device and a converter-based generation and/or storage system for electrical energy.
Die Erzeugung elektrischer Energie durch regenerative Quellen, wie Solaranlagen und Windkraftanlagen, nimmt einen stetig wachsenden Anteil im Energiemix ein. Der Ausbau regenerativer Erzeugungsanlagen sowie der damit einhergehende sukzessive Rückbau konventioneller Großkraftwerke wie Atom- und Kohlekraftwerke führen zu einem Verlust an rotierenden Massen und zu einem Wandel der Systemeigenschaften des elektrischen Energieversorgungsnetzes. The generation of electrical energy from regenerative sources, such as solar systems and wind turbines, is taking up a constantly growing share in the energy mix. The expansion of regenerative generation plants and the associated gradual dismantling of conventional large power plants such as nuclear and coal-fired power plants lead to a loss of rotating masses and a change in the system properties of the electrical energy supply network.
Bei konventionellen Kraftwerken wird bei Laständerungen im Netz eine daraus resultierende elektrische Leistungsänderung des Kraftwerkes augenblicklich bereitgestellt. Eine gesteigerte Last im Netz führt zu einer Ausspeicherung kinetischer Energie - der sogenannten Momentanreserve - aus einem rotierenden Triebstrang eines Turbosatzes des Kraftwerkes und somit zu einer damit verbundenen Absenkung der Drehzahl eines Generators des Turbosatzes. Eine verringerte Last im Netz führt umgekehrt zu einer Einspeicherung kinetischer Energie in den rotierenden Triebstrang des Turbosatzes und zu einem Anstieg der Drehzahl des Generators. In conventional power plants, when there are load changes in the network, a resulting change in the electrical output of the power plant is made available immediately. An increased load in the network leads to a withdrawal of kinetic energy - the so-called instantaneous reserve - from a rotating drive train of a turbo set of the power plant and thus to an associated reduction in the speed of a generator of the turbo set. Conversely, a reduced load in the network leads to storage of kinetic energy in the rotating drive train of the turbo set and to an increase in the speed of the generator.
Die Lastaufteilung unter mehreren Kraftwerken ergibt sich im ersten Augenblick aus einer resultierenden Netzimpedanz und somit aus dem elektrischen Abstand des Triebstranges zur Ursache der Laständerung. Im Anschluss an dieses physikalische f(P)- Verhalten des Triebstrangs des Kraftwerkes kommt eine zweistufige Frequenz- Wirkleistungsregelung der Kraftwerke (geregeltes P(f)- Verhalten) zum Einsatz. Typischerweise greift bei der zweistufigen Frequenz-Wirkleistungsregelung zunächst eine als Proportionalregelung ausgeführte Primärregelung über ein Drosselventil vor dem rotierenden Triebstrang des Turbosatzes, um einer Frequenzänderung im Netz entgegen zu wirken. Nachfolgend wird durch einen übergeordneten Netzregler, der als PI-Regler die Frequenz im Netz wieder auf ihren Nennwert zurückführt, ein neuer Arbeitspunkt für die S ekundärregel -Kraftwerke vorgegeb en . The load distribution among several power plants results initially from a resulting network impedance and thus from the electrical distance of the drive train to the cause of the load change. Following this physical f(P) behavior of the drive train of the power plant, a two-stage frequency Active power control of the power plants (controlled P(f) behavior) is used. Typically, in the case of the two-stage frequency/active power control, a primary control implemented as a proportional control via a throttle valve in front of the rotating drive train of the turbo set takes effect in order to counteract a frequency change in the network. A new operating point for the secondary control power plants is then specified by a higher-level network controller, which as a PI controller returns the frequency in the network to its nominal value.
Regenerativer Erzeugungsanlagen wie Windkraft- und Solaranlagen sowie auch Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Anlagen (HGÜ-Anlagen) und stationäre Batteriespeicher nutzen leistungselektronische Umrichter zur Ein- und Ausspeisung von Energie in das Netz. Ein Betriebsverhalten des Umrichters dieser umrichterbasierten Erzeugungsund Speicheranalgen ist im Gegensatz zum oben beschriebenen physikalischen f(P)- Verhalten des Triebstrangs eines konventionellen Kraftwerkes auch im Augenblicksbereich durch seine Regelung und somit durch die implementierte Software gegeben. Regenerative generation systems such as wind power and solar systems as well as high-voltage direct current transmission systems (HVDC systems) and stationary battery storage use power electronic converters to feed and export energy into the grid. In contrast to the above-described physical f(P) behavior of the drive train of a conventional power plant, an operating behavior of the converter of these converter-based generation and storage systems is also given in the instantaneous range by its control and thus by the implemented software.
Aufgrund des steigenden Anteils umrichterbasierter Erzeugungs- und Speicheranalgen und dem Rückbau konventioneller Kraftwerke nimmt also der Einfluss von Umrichtern und deren softwaregesteuerten Betriebsverhalten auf das Systemverhalten des Netzes immer weiter zu, womit sich ein Wandel von einem Synchronmaschinen-dominierten Netz zu einem Umrichter-dominierten Netz vollzieht und neue Aspekte und Kriterien zur Bewertung der Stabilität des Netzes berücksichtigt werden müssen. Due to the increasing proportion of converter-based generation and storage systems and the dismantling of conventional power plants, the influence of converters and their software-controlled operating behavior on the system behavior of the grid is increasing, which means that there is a change from a synchronous machine-dominated grid to a converter-dominated grid and new aspects and criteria for assessing the stability of the network must be taken into account.
Bei Windenergie- und Solaranlagen kommen in der Regel selbstgeführte Umrichter zum Einsatz. Als Regelung ist bei selbstgeführten Umrichtern überwiegend eine stromeinprägende Regelung implementiert, die typischerweise als spannungsorientierte Stromregelung umgesetzt wird. Dabei wird über die Regelung eine vom Umrichter am Ausgang bereitgestellte Umrichterspannung derart eingestellt, dass der resultierende Netzstrom einer Sollstrom-Vorgabe folgt, die sich wiederum aus einer übergeordnet vorgegebenen Wirk- und Blindleistung in Abhängigkeit von der vorliegenden Netzspannung bestimmt. Das Verhalten eines derart geregelten Umrichters entspricht dem einer leistungsgeregelten Stromquelle, die immer eine vom Netz vorgegebene Spannung benötigt und selber kein eigenes Netz aufbauen kann. Ein steigender Anteil stromeinprägend geregelter Um- richter führt bei reduzierter Einspeisung von Leistung über Synchronmaschinen - sprich konventionellen Kraftwerken - zu Instabilitäten im Netzbetrieb. Self-commutated converters are generally used in wind energy and solar systems. In the case of self-commutated converters, a current-impressing control is implemented as the control, which is typically implemented as a voltage-oriented current control. A converter voltage provided by the converter at the output is set via the controller in such a way that the resulting mains current follows a target current specification, which in turn is determined from a superordinately specified active and reactive power depending on the mains voltage present. The behavior of a converter controlled in this way corresponds to that of a power-controlled current source, which always requires a voltage specified by the network and cannot set up its own network. An increasing proportion of current-impressing controlled rectifier leads to instability in network operation when power is fed in via synchronous machines - i.e. conventional power plants.
Nur wenn umrichterbasierte Erzeugungs- und Speicheranlagen in der Lage sind, bei Zustandsänderungen im Netz inhärent Momentanreserve bereit zu stellen, ist eine Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energieerzeuger im elektrischen Energieversorgungsnetz bei gleichzeitigem Rückbau konventioneller Kraftwerke möglich, ohne die Stabilität des Netzes zu gefährden. Ebenso besteht Bedarf, dass umrichterbasierte Erzeugungs- und Speicheranlagen in der Lage sind, spannungsfreie Netze hochzufahren bzw. wiederaufzubauen (Schwarzstart). Only if converter-based generation and storage systems are able to provide instantaneous reserve in the event of changes in the state of the grid is it possible to increase the share of renewable energy producers in the electrical energy supply grid while at the same time dismantling conventional power plants without endangering the stability of the grid. There is also a need for converter-based generation and storage systems to be able to start up or rebuild voltage-free grids (black start).
Die US 10,5519,931 B2 beschreibt ein Verfahren zum Bereitstellen einer Trägheitsantwort einer Windkraftanlage auf eine Änderung der Spannung im Stromnetz. Dazu wird ein synthetisches Trägheitsantwortsignal, das die von einer Synchronmaschine erzeugte Trägheitsantwort emuliert, durch einen Regelkreis mit einem Dämpfungsverhältnis und einer ungedämpften Eigenfrequenz erzeugt, um die Sprungantwort einer Synchronmaschine zu modellieren. US 10,5519,931 B2 describes a method for providing an inertial response of a wind turbine to a change in voltage in the power grid. To do this, a synthetic inertial response signal emulating the inertial response produced by a synchronous machine is generated by a control loop with a damping ratio and an undamped natural frequency to model the step response of a synchronous machine.
Derart auf Basis von virtuellen Synchronmaschinen geregelte umrichterbasierte Erzeugungs- und Speicheranlagen weisen eine Bereitstellung von Momentanreserve auf, kombiniert mit der Möglichkeit eines Schwarzstartes. Aufgrund der direkten Ableitung von konventionellen Synchronmaschinen bildet die virtuelle Synchronmaschine jedoch auch Pendeleigenschaften und Trägheit gegenüber anlageseitigen Sollwertvorgaben nach. Such converter-based generation and storage systems controlled on the basis of virtual synchronous machines have a provision of instantaneous reserve, combined with the possibility of a black start. However, due to the direct derivation of conventional synchronous machines, the virtual synchronous machine also simulates oscillating properties and inertia compared to system-side setpoint specifications.
Davon ausgehend ist es Aufgabe der Erfindung, Mittel zum Bereitstellen einer Umrichterspannung einer umrichterbasierten Erzeugungs- und Speicheranlagen zur Verfügung zu stellen, die eine inhärente Bereitstellung von Momentanreserve ermöglichen ohne die Pendeleigenschaften und Trägheit gegenüber anlageseitigen Sollwertvorgaben virtueller Synchronmaschinen nachzubilden. Weiterhin sollen die Mittel einen Schwarzstart des Netzes ermöglichen und somit die umrichterbasierte Erzeugungs- und Speicheranlage in die Lage versetzen, ohne vorhandene Netzspannung eine eigene Netzspannung bereitzustellen. Diese Aufgabe wird durch die Gegenstände der unabhängigen Ansprüche gelöst. Bevorzugte Weiterbildungen finden sich in den Unteransprüchen. Proceeding from this, it is the object of the invention to provide means for providing a converter voltage of a converter-based generation and storage system that allows an inherent provision of instantaneous reserve without simulating the pendulum properties and inertia compared to system-side setpoint specifications of virtual synchronous machines. Furthermore, the funds should enable a black start of the grid and thus enable the converter-based generation and storage system to provide its own grid voltage without the grid voltage being available. This object is solved by the subject matter of the independent claims. Preferred developments can be found in the dependent claims.
Erfmdungsgemäß wird ein Verfahren zum Bereitstellen einer Umrichterspannung einer umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie bereitgestellt, wobei die Erzeugungs- und/oder Speicheranlage dazu ausgestaltet ist, elektrische Energie über einen Umrichter an einem Netzanschlusspunkt in ein Netz ein- und/oder auszuspeisen, mit den Schritten: a) Vorgeben einer Sollwertspannung, b) Ermitteln einer Netzanschlussspannung an dem Netzanschlusspunkt mittels einer Netzspannungsidentifikationseinrichtung, c) Bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als Netz mehrerer Netzbildner, Ermitteln einer Synchronisationsspannung durch Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels einer Synchronisiereinrichtung, d) Ermitteln einer Referenzspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung mittels einer Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage, e) Bereitstellen der Umrichterspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung und einer Synchronisationsfrequenz der Synchronisationsspannung mittels des Umrichters. According to the invention, a method for providing a converter voltage to a converter-based generation and/or storage system for electrical energy is provided, the generation and/or storage system being designed to feed electrical energy into and/or out of a grid via a converter at a grid connection point , with the steps: a) specification of a setpoint voltage, b) determination of a mains connection voltage at the network connection point using a mains voltage identification device, c) if the network is identified on the basis of the determined mains connection voltage as a network of several network generators, determination of a synchronization voltage by synchronizing the specified setpoint voltage to the determined one Mains connection voltage by means of a synchronization device, d) determination of a reference voltage, taking into account the synchronization voltage determined, by means of a system control device of the generation and/or storage system age, e) providing the converter voltage, taking into account the determined reference voltage and a synchronization frequency of the synchronization voltage by means of the converter.
Weiterhin wird erfmdungsgemäß eine Steuervorrichtung zur Durchführung des obigen Verfahrens bereitgestellt. Furthermore, according to the invention, a control device is provided for carrying out the above method.
Ferner wird erfmdungsgemäß ein Netzbildner zur Bildung einer Netzspannung in einem Netz bereitgestellt umfassend die obige Steuervorrichtung und eine umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, wobei die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage dazu ausgestaltet ist, elektrische Energie über einen Umrichter an einem Netzanschlusspunkt in das Netz einzuspeisen. Die Grundlage des Verfahrens bildet die ermittelte Referenzspannung, auf deren Basis die Umrichterspannung bereitgestellt wird. Die gewünschte Netzanschlussspannung wird im Rahmen des Schritts a) des Verfahrens als Sollwertspannung vorgegeben. In anderen Worten wird in Schritt a) die Sollwertspannung als Sollwert der Netzanschlussspannung vorgegeben. Weiterhin wird in Schritt b) mittels der Netzspannungsidentifikationseinrichtung am Netzanschlusspunkt die Netzanschlussspannung ermittelt. In anderen Worten, wird in Schritt b) der Istwert der Netzanschlussspannung ermittelt. Auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung wird im Folgenden festgestellt, ob es sich um ein Netz mehrerer Netzbildner handelt. In einem elektrischen Energieversorgungsnetz wird zwischen Netzbildnem und Netzstützem unterschieden. Ein Netzbildner beteiligt sich an der Bildung der Spannung im Netz und wirkt als Spannungsquelle während Netzstützer als Stromquelle wirken. In einem elektrischen Energieversorgungsnetz muss zum Bereitstellen der Netzspannung mindestens ein Netzbildner vorhanden sein. Wenn also in Schritt c) festgestellt wird, dass das Netz ein Netz mehrerer Netzbildner ist, wird mit Hilfe der Synchronisiereinrichtung die in Schritt a) vorgegebene Sollwertspannung mit der in Schritt b) ermittelten Netzanschlussspannung synchronisiert und derart in Schritt c) die Synchronisationsspannung ermittelt. Bevorzugt umfasst das Identifizieren des Netzes als ein Netz mehrere Netzbildner auch ein Feststellen, dass das Netz nicht spannungsfrei ist und dass es sich nicht um ein Netz handelt, das lediglich von einem Netzbildner gebildet wird. Weiter bevorzugt ist das Synchronisieren ein iterativer Prozess, wobei sich die Synchronisationsspannung der in Schritt b) ermittelten Netzanschlussspannung nähert. Das Regelziel des Synchronisierens besteht bevorzugt in einem stationären Abgleich der ermittelten Netzanschlussspannung mit der Synchronisationsspannung. Furthermore, according to the invention, a grid generator is provided for forming a grid voltage in a grid, comprising the above control device and a converter-based generation and/or storage system for electrical energy, the converter-based generation and/or storage system being designed to generate electrical energy via a converter at a feeding the grid connection point into the grid. The method is based on the determined reference voltage, on the basis of which the converter voltage is provided. The desired mains connection voltage is specified as the setpoint voltage as part of step a) of the method. In other words, in step a), the target value voltage is specified as the target value of the mains connection voltage. Furthermore, in step b) the mains connection voltage is determined by means of the mains voltage identification device at the mains connection point. In other words, the actual value of the mains connection voltage is determined in step b). On the basis of the determined grid connection voltage, it is then determined whether there is a grid of several grid formers. In an electrical power supply network, a distinction is made between network formers and network supporters. A network former participates in the formation of the voltage in the network and acts as a voltage source, while network supporters act as a current source. At least one network former must be present in an electrical energy supply network in order to provide the mains voltage. If it is determined in step c) that the network is a network of several network formers, the setpoint voltage specified in step a) is synchronized with the network connection voltage determined in step b) with the help of the synchronization device and the synchronization voltage is determined in step c) in this way. Preferably, identifying the mesh as a mesh of multiple meshers also includes determining that the mesh is not dead and that it is not a mesh formed by only one mesher. The synchronization is more preferably an iterative process, with the synchronization voltage approaching the mains connection voltage determined in step b). The aim of the regulation of the synchronization is preferably a steady-state comparison of the ascertained mains connection voltage with the synchronization voltage.
Das Synchronisieren führt dazu, dass die Synchronisationsspannung eine reduzierte Än- derungsgeschwindigkeit bezüglich Netzzustandsänderungen aufweist, da die Synchronisationsspannung aufgrund der Synchronisiereinrichtung dynamisch von der Netzanschlussspannung entkoppelt ist. Da in Schritt d) unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung die Referenzspannung ermittelt wird und in Schritt e) auf Basis der Referenzspannung die Umrichterspannung bereitgestellt wird, weist die vom Umrichter bereitgestellte Spannung somit eine Trägheit gegenüber Änderungen der Netzanschlussspannung auf. Demnach ändert sich die vom Umrichter bereitgestellte Umrichterspannung in Amplitude, Frequenz und Phasenlage nicht augenblicklich und auch nicht mit hoher Dynamik. Somit sorgt das Verfahren für eine inhärente Bereitstellung von Momentanreserve. The synchronization results in the synchronization voltage having a reduced rate of change with regard to changes in the state of the grid, since the synchronization voltage is dynamically decoupled from the grid connection voltage as a result of the synchronization device. Since the reference voltage is determined in step d) taking into account the synchronization voltage determined and the converter voltage is provided in step e) on the basis of the reference voltage, the voltage provided by the converter thus has an inertia with respect to changes in the mains connection voltage. Accordingly, the converter voltage provided by the converter does not change instantaneously in terms of amplitude, frequency and phase angle with high dynamics. Thus, the method inherently provides instantaneous reserve.
In anderen Worten liegt der Kern der Erfindung also darin, dass zum Ermitteln der Referenzspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage die bezüglich Netzzustandsänderungen dynamisch entkoppelte Synchronisationsspannung verwendet wird. Durch Verwenden der von der Netzanschlussspannung dynamisch entkoppelten Synchronisationsspannung ist die Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage in der Lage, mit definierter Trägheit gegenüber Netzzustandsänderungen zu reagieren, sodass sich eine inhärente Bereitstellung von Augenblicksleistung, sprich Momentanreserve ergibt. Die aufgrund von Netzzustandsänderung augenblicklich bereitgestellte Momentanreserve verteilt sich entsprechend der Impedanznähe der einzelnen Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen zum Ort der Zustandsänderung, wobei die Verteilung zeitlich entsprechend der Dynamik der Synchronisiereinrichtung variiert. In other words, the essence of the invention lies in the fact that the synchronization voltage, which is dynamically decoupled with regard to changes in the state of the network, is used to determine the reference voltage by means of the system control device of the generation and/or storage system. By using the synchronization voltage that is dynamically decoupled from the grid connection voltage, the system control device of the generation and/or storage system is able to react with a defined inertia to changes in the state of the grid, resulting in an inherent provision of instantaneous power, i.e. instantaneous reserve. The instantaneous reserve provided due to a change in the state of the network is distributed according to the impedance proximity of the individual generation and/or storage systems to the location of the change in state, with the distribution varying over time according to the dynamics of the synchronization device.
Das Verfahren ermöglicht also bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als Netz mehrerer Netzbildner, dass bei Zustandsänderungen im Netz die über die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage bereitgestellte Umrichterspannung sich nicht augenblicklich und auch nicht mit hoher Dynamik ändert. Weiterhin ermöglich das Verfahren, dass nach einer Zustandsänderung die durch die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage bereitgestellte Umrichterspannung sich mit definierter Trägheit wieder zu den weiteren netzparallelen Netzbildnem synchronisiert. Somit trägt das Verfahren dazu bei, das gesamte Energieversorgungsnetz nach einer Netzzustandsänderung wieder in einen stabilen, stationären Zustand zu führen, bei dem an allen Netzanschlusspunkten der Netzbildner des elektrischen Energieversorgungsnetzes Spannungen mit gleicher Frequenz anliegen, wobei die jeweiligen Amplituden und Phasenwinkel aus den gewählten Arbeitspunkten (Wirk- und Blindleistungen sowie übergeordnete Regler bzw. Statiken) der netzparallelen Netzbildner sowie aus den sich daraus im Netz ergebenden Lastflüssen resultieren. When the grid is identified on the basis of the grid connection voltage determined as a grid of several grid generators, the method therefore makes it possible for the converter voltage provided via the converter-based generation and/or storage system not to change instantaneously and not with high dynamics when the state changes in the grid. Furthermore, the method makes it possible for the converter voltage provided by the converter-based generating and/or storage system to be synchronized again with a defined inertia after a state change to the other grid-parallel network configurations. The method thus contributes to bringing the entire energy supply network back into a stable, stationary state after a change in the network status, in which voltages with the same frequency are present at all network connection points of the network formers of the electrical energy supply network, with the respective amplitudes and phase angles from the selected operating points ( Active and reactive power as well as higher-level controllers or statics) of the network-parallel network formers and the resulting load flows in the network.
Somit tragen derartig geregelte umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen zur Bereitstellung von Augenblicksleistung bei, was einen positiven Effekt auf die Netz- Stabilität - insbesondere bei stetiger reduzierter Einspeisung durch konventionelle Kraftwerke - liefert. Trotz der Trägheit gegenüber äußeren Netzzustandsänderungen können analgenseitige Systemanforderungen, die beispielsweise als Reaktion auf fluktuierende Wind- und/oder Sonnenleistung auftreten, aufgrund der konzeptionellen Trennung zwischen Synchronisiereinrichtung und Anlagenregelungseinrichtung, dynamisch umgesetzt werden. Thus, converter-based generation and/or storage systems controlled in this way contribute to the provision of instantaneous power, which has a positive effect on the grid Stability - especially with constantly reduced feed-in from conventional power plants - delivers. Despite the inertia in relation to changes in the state of the grid, the plant-side system requirements, which occur, for example, as a reaction to fluctuating wind and/or solar power, can be implemented dynamically due to the conceptual separation between the synchronization device and the plant control device.
Weiterhin ermöglicht das Verfahren durch Vorgeben der Sollwertspannung, die der gewünschten Netzanschlussspannung entspricht, in Schritt a), dass sich ein Teil- und/oder Inselnetz zu einem weiteren externen Netz synchronisieren lässt. Diese ermöglicht ein anschließendes synchrones Zusammenschalten des Teil- und/oder Inselnetzes mit dem weiteren externen Netz zu einem größeren Teil- und/oder Verbundnetz. Furthermore, by specifying the setpoint voltage, which corresponds to the desired grid connection voltage, in step a), the method enables a sub-grid and/or island grid to be synchronized with a further external grid. This enables subsequent synchronous interconnection of the sub-grid and/or island grid with the further external grid to form a larger sub-grid and/or interconnected grid.
Vorliegend wird unter einem Umrichter ein Stromrichter verstanden, der aus einer ein- oder mehrphasigen Wechsel- oder Gleichspannung eine in der Frequenz, Amplitude und/oder Phasenlage unterschiedliche ein- oder mehrphasige Wechsel Spannung generiert. Bei dem Umrichter kann es sich um einen indirekten Umrichter handeln, der im Prinzip eine Kombination aus Gleichrichter und Wechselrichter darstellt. Bevorzugt ist der Umrichter ein leistungselektronischer Umrichter. In the present case, a converter is understood to be a power converter that generates a single-phase or multi-phase AC voltage that differs in frequency, amplitude and/or phase position from a single-phase or multi-phase AC or DC voltage. The converter can be an indirect converter, which in principle represents a combination of rectifier and inverter. The converter is preferably a power electronic converter.
Die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen ist dazu ausgestaltet über den Umrichter am Netzanschlusspunkt elektrische Energie in das Netz ein- und/oder auszuspeisen. Bei der Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen handelt es sich bevorzugt um eine Windkraftanalge, Solaranalge und/oder einen stationären Batteriespeicher. The converter-based generation and/or storage system is designed to feed electrical energy into and/or out of the grid via the converter at the grid connection point. The generation and/or storage system is preferably a wind power plant, solar system and/or a stationary battery store.
Gemäß einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung ist vorgesehen, dass der Schritt d) Ermitteln der Referenzspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage ein Verwenden der ermittelten Synchronisationsspannung als Ersatz für die Netzanschlussspannung beim Ermitteln der Referenzspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage umfasst. In anderen Worten wird als Eingabeparameter zur Regelung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage nicht die Netzanschlussspannung verwendet, sondern die ermittelte Synchronisationsspannung. Im Hinblick auf die Sollwertspannung und die Netzanschlussspannung ist gemäß einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass in Schritt a) die Sollwertspannung durch die symmetrischen Komponenten Sollwertamplitude eines Mitsystems, Sollwertphase des Mitsystems, Sollwertfrequenz des Mitsystems, Sollwertamplitude eines Gegensystems und Sollwertphase eines Gegensystems vorgegeben wird, und Schritt b) ein Erfassen einer Netzspannung und ein Ermitteln der symmetrischen Komponenten Netzanschlussamplitude des Mitsystems, Netzanschlussphase des Mitsystems, Netzanschlussfrequenz des Mitsystems, Netzanschlussamplitude des Gegensystems und Netzanschlussphase des Gegensystems der Netzanschlussspannung mittels der Netzspannungsidentifikationseinrichtung auf Basis der erfassten Netzspannung umfasst. In anderen Worten wird mittels der Methode der symmetrischen Komponenten die erfasste Netzspannung analysiert und derart in zwei symmetrische Teilsysteme aufgetrennt. According to a preferred development of the invention, it is provided that step d) determining the reference voltage, taking into account the synchronization voltage determined using the system control device of the generation and/or storage system, involves using the determined synchronization voltage as a substitute for the grid connection voltage when determining the reference voltage using the system control device Generation and / or storage facility includes. In other words, it is not the grid connection voltage that is used as the input parameter for controlling the generation and/or storage system, but rather the synchronization voltage that has been determined. With regard to the setpoint voltage and the mains connection voltage, a preferred development of the invention provides that in step a) the setpoint voltage is specified by the symmetrical components setpoint amplitude of a positive sequence system, setpoint phase of the positive sequence system, setpoint frequency of the positive sequence system, setpoint amplitude of a negative sequence system and setpoint phase of a negative sequence system, and step b) detecting a grid voltage and determining the symmetrical components grid connection amplitude of the positive sequence system, grid connection phase of the positive sequence system, grid connection frequency of the positive sequence system, grid connection amplitude of the negative sequence system and grid connection phase of the negative sequence system of the grid connection voltage using the grid voltage identification device on the basis of the grid voltage detected. In other words, the detected mains voltage is analyzed using the method of symmetrical components and is thus separated into two symmetrical subsystems.
In diesem Zusammenhang ist weiter bevorzugt vorgesehen, dass der Schritt c) - das Ermitteln der Synchronisationsspannung mittels der Synchronisiereinrichtung - ein Ermitteln der symmetrischen Komponenten Synchronisationsamplitude des Mitsystems, Synchronisationsphase des Mitsystems, Synchronisationsfrequenz, Synchronisationsamplitude des Gegensystems und Synchronisationsphase des Gegensystems umfasst. In this context, it is further preferably provided that step c) - the determination of the synchronization voltage by means of the synchronization device - includes a determination of the symmetrical components synchronization amplitude of the positive sequence system, synchronization phase of the positive sequence system, synchronization frequency, synchronization amplitude of the negative sequence system and synchronization phase of the negative sequence system.
In Zusammenhang mit der Synchronisation ist gemäß einer weiteren bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass der Schritt c) Ermitteln der Synchronisationsspannung durch Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels der Synchronisiereinrichtung ein kontinuierliches Anpassen der ermittelten Synchronisationsspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels der Synchronisiereinrichtung umfasst. Bevorzugt lassen sich die einzelnen symmetrischen Komponenten der Sollwertspannung mit den jeweiligen symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung synchronisieren. Bevorzugt können zum Synchronisieren verschiedene regelungstechnische Stellglieder verwendet werden, so dass ein stationärer Fehler zwischen den symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung und den symmetrischen Komponenten der Synchronisationsspannung ausgeglichen wird. Bevorzugt kann über die Dynamik der Stellglieder die Trägheit der Rege- lung gegenüber Änderungen in den symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung eingestellt werden. In connection with the synchronization, according to a further preferred development of the invention, step c) determining the synchronization voltage by synchronizing the specified setpoint voltage to the determined mains connection voltage by means of the synchronization device includes a continuous adaptation of the determined synchronization voltage to the determined mains connection voltage by means of the synchronization device. The individual symmetrical components of the setpoint voltage can preferably be synchronized with the respective symmetrical components of the mains connection voltage. Various control engineering actuators can preferably be used for synchronization, so that a stationary error between the symmetrical components of the mains connection voltage and the symmetrical components of the synchronization voltage is compensated. The inertia of the control can preferably be controlled via the dynamics of the actuators ment to changes in the symmetrical components of the mains connection voltage.
In diesem Zusammenhang ist gemäß einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass das kontinuierliche Anpassen der ermittelten Synchronisationsspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels der Synchronisiereinrichtung ein Vorgeben einer Anpassungsdynamik des kontinuierlichen Anpassens durch eine Zeitkonstante und eine Dämpfungskonstante umfasst. Weiter bevorzugt ist vorgesehen, dass jeweils eine Zeitkonstante und eine Dämpfungskonstante für das kontinuierliche Anpassen einer symmetrischen Komponente der Synchronisationsspannung an die jeweilige symmetrische Komponente der Netzanschlussspannung vorgegeben wird. Über die Zeitkonstanten und Dämpfungskonstanten lässt sich die Dynamik des Synchronisierens parametrisieren und somit die Trägheit, mit der die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen beim Bereitstellen der Umrichterspannung gegenüber äußeren Netzzustandsänderungen reagiert, definieren. In this context, according to a preferred development of the invention, the continuous adaptation of the determined synchronization voltage to the determined mains connection voltage by means of the synchronization device includes specifying an adaptation dynamic of the continuous adaptation by means of a time constant and a damping constant. Provision is also preferably made for a time constant and an attenuation constant to be specified for the continuous adaptation of a symmetrical component of the synchronization voltage to the respective symmetrical component of the mains connection voltage. The dynamics of the synchronization can be parameterized via the time constants and damping constants and thus the inertia with which the converter-based generation and/or storage systems react to external changes in the state of the grid when the converter voltage is provided can be defined.
Die Grundlage der Synchronisierung der vorgegebenen Sollwertspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung liefert bevorzugt die erfasste Netzspannung. Die Netzspannung wird mittels der Netzspannungsidentifikationseinrichtung erfasst. Bevorzugt erfolgt ein Ermitteln der symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung mittels der Methode der symmetrischen Komponenten auf Basis der erfassten Netzspannung, wobei bevorzugt die jeweiligen symmetrischen Komponenten mit definierten Identifikationszeiten ermittelt werden. Weiter bevorzugt ist vorgesehen, dass durch ein Dämpfungsverhalten im Frequenzband die Netzspannungsidentifikationseinrichtung eine Beeinflussung der ermittelten symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung durch Netzverzerrungen - beispielsweise Spannungsharmonische oder Flicker - verringert. Derart haben Netzverzerrungen nur sehr geringen Einfluss auf die bereitgestellte Umrichterspannung. The detected mains voltage preferably provides the basis for synchronizing the specified setpoint voltage with the determined mains connection voltage. The mains voltage is recorded by means of the mains voltage identification device. The symmetrical components of the mains connection voltage are preferably determined using the method of symmetrical components on the basis of the detected mains voltage, with the respective symmetrical components preferably being determined with defined identification times. Provision is also preferably made for the mains voltage identification device to reduce the influence of mains distortions—for example voltage harmonics or flicker—on the ascertained symmetrical components of the mains connection voltage by means of an attenuation behavior in the frequency band. In this way mains distortions only have a very small influence on the provided converter voltage.
Gemäß einer weiteren bevorzugten Weiterbildung der Erfindung ist vorgesehen, dass der Schritt e) Bereitstellen der Umrichterspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung und der Synchronisationsfrequenz der Synchronisationsspannung mittels des Umrichters ein Ermitteln eines Zeitsignals durch Überführen der ermittelten Re- ferenzspannung in den Zeitbereich umfasst und auf Basis des ermittelten Zeitsignals die Umrichterspannung bereitgestellt wird. According to a further preferred development of the invention, it is provided that step e) providing the converter voltage, taking into account the determined reference voltage and the synchronization frequency of the synchronization voltage by means of the converter, involves determining a time signal by converting the determined re includes reference voltage in the time domain and based on the determined time signal, the converter voltage is provided.
Die Überführung der Referenzspannung, insbesondere die Überführung der von der Anlagenregelungseinrichtung in Schritt d) ermittelten symmetrischen Komponenten Referenzamplitude des Mitsystems, Referenzphase des Mitsystems, Referenzamplitude des Gegensystems und Referenzphase des Gegensystems, in den Zeitbereich, wird bevorzugt unter Verwendung der in Schritt c) ermittelten Synchronisationsfrequenz der Synchronisationsspannung mittels der Methode der inversen symmetrischen Komponenten und einer darauf folgenden inversen diskreter Fourier-Transformation durchgeführt. Auf Basis des daraus resultierenden Zeitsignals kann in Folge der Umrichter zum Bereitstellen der Umrichterspannung angesteuert werden. Der Umrichter wird bevorzugt mittels Raumzeigermodulation, einem Verfahren zur Steuerung des Umrichters auf Basis der Pulsweitenmodulation, angesteuert. Zur Umsetzung der stationären Einstellung von Wirk- und Blindleistungssollwerten, sowie den Statikvorgaben P(f) oder Q(U) ist eine Kenntnis der Netzanschlussimpedanz notwendig. Aufgrund der Synchronisationseinrichtung ist die zur Überführung der Referenzspannung verwendete Synchronisationsfrequenz ebenfalls dynamisch von augenblicklichen Netzzustandsänderungen entkoppelt, was ebenfalls eine Trägheit der resultierenden Umrichterspannung gegenüber äußeren Änderungen sicherstellt. Aufgrund der Kopplung zwischen Netzanschlussfrequenz und Netzanschlussphase reagiert der Umrichter bei Änderungen der Phase im Netz mit einer Beschleunigung eines inneren Spannungsraumzeigers der in der Raumzeigerdarstellung dargestellten Umrichterspannung, um die stationäre Phasenlage mit dem Netzspannungsraumzeiger abzugleichen. Verbleibende Fehler zwischen Referenzphase und Netzphase, die sich aufgrund der Synchronisationszeit bei Frequenzänderungen ergeben können, werden bevorzugt zusätzlich über eine Phasensynchronisation ausgeglichen. The conversion of the reference voltage, in particular the conversion of the symmetrical components reference amplitude of the positive sequence system, reference phase of the positive sequence system, reference amplitude of the negative sequence system and reference phase of the negative sequence system determined by the system control device in step d) into the time domain, is preferably carried out using the synchronization frequency determined in step c). of the synchronization voltage using the method of inverse symmetrical components and a subsequent inverse discrete Fourier transformation. On the basis of the resulting time signal, the converter can be controlled to provide the converter voltage. The converter is preferably controlled using space vector modulation, a method for controlling the converter based on pulse width modulation. To implement the steady-state setting of active and reactive power setpoints, as well as the droop specifications P(f) or Q(U), knowledge of the grid connection impedance is required. Because of the synchronization device, the synchronization frequency used to transfer the reference voltage is also dynamically decoupled from instantaneous changes in the state of the network, which also ensures that the resulting converter voltage is inert with respect to external changes. Due to the coupling between the grid connection frequency and the grid connection phase, the converter reacts to changes in the phase in the grid by accelerating an internal voltage space vector of the converter voltage shown in the space vector representation in order to align the stationary phase position with the grid voltage space vector. Remaining errors between the reference phase and the mains phase, which can result from the synchronization time when there are frequency changes, are preferably additionally compensated for via phase synchronization.
Gemäß einer weiteren bevorzugten Weiterbildung umfasst das Bereitstellen der Umrichterspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung und der Synchronisationsfrequenz der Synchronisationsspannung mittels des Umrichters zusätzlich ein Vorsteuern der Umrichterspannung unter Berücksichtigung von Referenzleistungen der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage, der ermittelten Synchronisationsspannung und einer Impedanz der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage. Bevorzugt wird der aktuelle Wert der Synchronisationsspannung und die Kenntnis der Impedanz der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage genutzt, um aus den Referenzleistungen der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage die Umrichterspannung derart vorzusteuem, dass sich dynamisch - auf Basis des aktuellen Netzzustandes - die gewünschten Leistungen einstellen. Diese Vorsteuerung ermöglicht eine schnelle Reaktion - zunächst unabhängig der definierten Trägheit bezüglich Netzzustandsänderungen - auf anlagenseitige Systemanforderungen wie beispielsweise fluktuierende Wind- und/oder Sonnenleistung. According to a further preferred development, the provision of the converter voltage, taking into account the determined reference voltage and the synchronization frequency of the synchronization voltage by means of the converter, also includes pilot control of the converter voltage, taking into account reference powers of the generation and/or storage system, the determined synchronization voltage and an impedance of the generation and /or storage facility. The current one is preferred Value of the synchronization voltage and the knowledge of the impedance of the generation and/or storage system are used to pre-control the converter voltage from the reference power of the generation and/or storage system in such a way that the desired power is set dynamically - based on the current network status. This pre-control enables a quick reaction - initially independent of the defined inertia with regard to changes in the state of the grid - to plant-side system requirements such as fluctuating wind and/or solar power.
Hinsichtlich der Sollwertspannung, die der gewünschten Netzanschlussspannung entspricht, ist gemäß einer weiteren bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass der Schritt a) Vorgeben der Sollwertspannung ein Vorgeben einer Sollwertspannung in Abhängigkeit der erwarteten Netzanschlussspannung an dem Netzanschlusspunkt umfasst. In anderen Worten kann die Sollwertspannung vorgesteuert sein. Dies ermöglicht einen Startwert der Sollwertspannung für die erstmalige Synchronisierung derart einzustellen, dass eine initiale Synchronisationszeit möglichst kurz ist. With regard to the setpoint voltage, which corresponds to the desired mains connection voltage, it is provided according to a further preferred development of the invention that step a) specifying the setpoint voltage includes specifying a setpoint voltage as a function of the expected mains connection voltage at the grid connection point. In other words, the setpoint voltage can be pre-controlled. This makes it possible to set a starting value for the setpoint voltage for the initial synchronization in such a way that an initial synchronization time is as short as possible.
Wie bereits erwähnt ermöglicht das Verfahren bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als Netz mehrere Netzbildner, dass bei Zustandsänderungen im Netz die über die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage bereitgestellte Umrichterspannung sich in Amplitude, Frequenz und Phasenlage nicht augenblicklich und auch nicht mit hoher Dynamik ändert. Weiterhin ermöglich das Verfahren, dass nach einer Zustandsänderung die durch die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage bereitgestellte Umrichterspannung mit der über die Zeitkonstanten und Dämpfungskonstanten vorgebbaren Dynamik wieder zu weiteren netzparallelen Netzbildnern synchronisiert. Somit trägt das Verfahren dazu bei, das gesamte Energieversorgungsnetz nach einer Netzzustandsänderung wieder in einen stabilen, stationären Zustand zu führen. As already mentioned, when the grid is identified as a grid on the basis of the grid connection voltage determined, the method enables several grid generators to ensure that the converter voltage provided via the converter-based generation and/or storage system does not change instantaneously in terms of amplitude, frequency and phase position when there are changes in the state of the grid high dynamic changes. Furthermore, the method enables the converter voltage provided by the converter-based generation and/or storage system to be synchronized again with other network-parallel network generators using the dynamics that can be specified via the time constants and damping constants after a change in state. The method thus contributes to restoring the entire energy supply network to a stable, stationary state after a change in the state of the network.
Bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als spannungsfreies Netz (kein Netzbildner), ermöglicht das Verfahren bevorzugterweise einen Schwarzstart, sprich ein Anfahren eines spannungsfreien Netzes, bei dem in einem ersten Schritt eine stabile Netzspannung bereitgestellt wird und dabei der Leistungsbedarf von Netzlasten gedeckt wird. Ebenfalls ermöglicht das Verfahren bei Identifikation des Net- zes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als Netz genau eines Netzbildners - beispielsweise bei einem Wegfall paralleler Netzbildner - durchgängig eine Spannung im Netz zu bilden und die Leistungsbereitstellung der Lasten unverzögert zu übernehmen. In diesem Zusammenhang ist gemäß einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass das Verfahren zusätzlich die folgenden Schritte umfasst: f) Bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als spannungsfreies Netz oder als Netz genau eines Netzbildners, Ermitteln der Referenzspannung unter Berücksichtigung der vorgegebenen Sollwertspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage, und g) Bereitstellen der Umrichterspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung und einer Sollwertfrequenz des Mitsystems der Sollwertspannung mittels des Umrichters. If the network is identified as a voltage-free network based on the determined network connection voltage (no network generator), the method preferably enables a black start, i.e. starting up a voltage-free network, in which, in a first step, a stable network voltage is provided and the power requirements of network loads are covered . The method also enables the identification of the network zes based on the determined mains connection voltage as a network of exactly one network generator - for example, if parallel network generators are no longer available - to continuously form a voltage in the network and to take over the provision of power to the loads without delay. In this context, according to a preferred development of the invention, it is provided that the method also includes the following steps: f) When identifying the network on the basis of the determined network connection voltage as a voltage-free network or as a network of precisely one network generator, determining the reference voltage taking into account the specified setpoint voltage by means of the system control device of the generation and/or storage system, and g) providing the converter voltage, taking into account the determined reference voltage and a setpoint frequency of the positive sequence system of the setpoint voltage, by means of the converter.
In anderen Worten wird bei einem Wegfall netzparalleler Netzbilder das Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels der Synchronisiereinrichtung gestoppt, sodass die Referenzspannung unter Berücksichtigung der vorgegebenen Sollwertspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage ermittelt wird und demnach auch die Umrichterspannung mit der vorgegebenen Sollwertspannung bereitgestellt wird. In other words, if there are no grid-parallel grid patterns, the synchronization of the specified setpoint voltage to the determined grid connection voltage is stopped by the synchronization device, so that the reference voltage is determined by the system control device of the generation and/or storage system, taking into account the specified setpoint voltage, and accordingly the converter voltage with the predetermined setpoint voltage is provided.
Ebenso ist es möglich, ein spannungsfreies Netz anzufahren (Schwarzstart), sprich in einem ersten Schritt eine stabile Spannung im Netz zu generieren und dabei den Leistungsbedarf der Netzlasten bereitzustellen. Bevorzugt kann in einem weiteren Schritt mittels des Verfahrens weitere parallele Netzbildner synchronisiert und zugeschaltet werden, wobei die Synchronisiereinrichtung für einen geregelten Übergang in den Netzparallelbetrieb sorgt. It is also possible to start up a voltage-free network (black start), i.e. to generate a stable voltage in the network in a first step and thereby provide the power requirements of the network loads. In a further step, further parallel network formers can preferably be synchronized and switched on by means of the method, with the synchronization device ensuring a controlled transition to network parallel operation.
Wie bereits erwähnt betrifft die Erfindung weiterhin die Steuervorrichtung zur Durchführung des obigen Verfahrens. Bevorzugt umfasst die Steuervorrichtung die Netzspannungsidentifikationseinrichtung, die Synchronisiereinrichtung und/oder die Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage und/oder die Steuervorrichtung ist bevorzugt derart ausgestaltet, dass die Steuervorrichtung die Netzspannungsiden- tifikationseinrichtung, die Synchronisiereinrichtung, die Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage und/oder den Umrichter ansteuern kann. As already mentioned, the invention also relates to the control device for carrying out the above method. The control device preferably includes the grid voltage identification device, the synchronization device and/or the system control device of the generation and/or storage system and/or the control device is preferably designed in such a way that the control device detects the grid voltage identification tification device, the synchronization device, the system control device of the generation and/or storage system and/or the converter.
Weiterhin betrifft die Erfindung den Netzbildner zur Bildung der Netzspannung in dem Netz umfassend die obige Steuervorrichtung und die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, wobei die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage dazu ausgestaltet ist, elektrische Energie über den Umrichter an dem Netzanschlusspunkt in das Netz einzuspeisen. Bevorzugt umfasst der Netzbildner weiterhin die Netzspannungsidentifikationseinrichtung, die Synchronisiereinrichtung, die Anlagenregelungseinrichtung und/oder den Umrichter. Der Netzbildner ist - aufgrund des Verfahrens zum Bereitstellen der Umrichter Spannung - in der Lage ohne eine vorhandene Netzspannung, welche durch andere netzparallele Netzbildner erzeugt wird, eine eigene Netzspannung zu bilden. The invention also relates to the network generator for forming the network voltage in the network, comprising the above control device and the converter-based generation and/or storage system for electrical energy, the converter-based generation and/or storage system being designed to supply electrical energy via the converter to the feeding the grid connection point into the grid. The network generator preferably also includes the system voltage identification device, the synchronizing device, the system control device and/or the converter. Due to the method used to provide the converter voltage, the grid generator is able to form its own grid voltage without an existing grid voltage that is generated by other grid-parallel grid generators.
Nachfolgend wird die Erfindung unter Bezugnahme auf die Zeichnung anhand eines bevorzugten Ausführungsbeispiels exemplarisch erläutert. The invention is explained below by way of example with reference to the drawing using a preferred exemplary embodiment.
In der Zeichnung zeigen Show in the drawing
Fig. 1 eine schematische Darstellung eines Verfahrens zum Bereitstellen einer Umrichterspannung an einem Netzanschlusspunkt einer umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung, 1 shows a schematic representation of a method for providing a converter voltage at a grid connection point of a converter-based generation and/or storage system for electrical energy, according to a preferred exemplary embodiment of the invention.
Fig. 2 eine schematische Darstellung einer Netzspannungsidentifikationseinrichtung, gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung, und 2 shows a schematic representation of a mains voltage identification device according to a preferred embodiment of the invention, and
Fig. 3 eine schematische Darstellung einer Synchronisiereinrichtung, gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung. Figur 1 zeigt schematisch eine Darstellung eines Verfahrens zum Bereitstellen einer Umrichterspannung uu(t) einer umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung. Die umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage ist weiterhin dazu ausgestaltet, elektrische Energie über einen Umrichter 12 an einem Netzanschlusspunkt 10 in ein Netz 14 ein- und/oder auszuspeisen. Das Verfahren wird vorliegend von einem Netzbildner zur Bildung einer Netzspannung uq(t) in dem Netz 14 umfassend eine Steuervorrichtung und die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage durchgeführt. Die Netzspannung uq(t) im Netz 14 hängt von der durch den Umrichter 12 bereitgestellten Umrichterspannung uu(t) und wenn vorhanden vom Verhalten weiterer Netzteilnehmer wie Verbraucher und/oder weiterer netzparalleler Netzbildner ab. Durch das Verfahren zum Bereitstellen der Umrichterspannung uu(t) kann also die Netzspannung uq(t) beeinflusst werden. 3 shows a schematic representation of a synchronization device according to a preferred exemplary embodiment of the invention. FIG. 1 shows a schematic representation of a method for providing a converter voltage uu(t) of a converter-based generation and/or storage system for electrical energy, according to a preferred exemplary embodiment of the invention. The converter-based generation and/or storage system is also designed to feed electrical energy into and/or out of a grid 14 via a converter 12 at a grid connection point 10 . In the present case, the method is carried out by a network builder to form a network voltage uq(t) in the network 14, comprising a control device and the converter-based generation and/or storage system. The mains voltage uq(t) in the network 14 depends on the converter voltage uu(t) provided by the converter 12 and, if present, on the behavior of other network participants such as consumers and/or other network-parallel network formers. The mains voltage uq(t) can therefore be influenced by the method for providing the converter voltage uu(t).
In einem ersten Schritt des Verfahrens wird eine Sollwertspannung So vorgegeben. Die Sollwertspannung So wird in den symmetrischen Komponenten Sollwertamplitude eines Mitsystems üio, Sollwertphase des Mitsystems (pro, Sollwertfrequenz des Mitsystems cow, Sollwertamplitude des Gegensystems Ü20 und Sollwertphase des Gegensystems (p2o vorgegeben. Die Sollwertspannung So entspricht einer am Netzanschlusspunkt 10 erwünschten Netzanschlussspannung Sq. In a first step of the method, a setpoint voltage So is specified. The setpoint voltage So is specified in the symmetrical components setpoint amplitude of a positive system üio, setpoint phase of the positive system (pro, setpoint frequency of the positive system cow, setpoint amplitude of the negative sequence Ü20 and setpoint phase of the negative sequence (p2o). The setpoint voltage So corresponds to a grid connection voltage Sq desired at grid connection point 10.
In einem weiteren Schritt des Verfahrens wird der Ist-Wert der Netzanschlussspannung Sq an dem Netzanschlusspunkt 10 mittels einer Netzspannungsidentifikationseinrichtung 16 ermittelt. In a further step of the method, the actual value of the mains connection voltage Sq at the mains connection point 10 is determined using a mains voltage identification device 16 .
Ein bevorzugtes Ausführungsbeispiel der Netzspannungsidentifikationseinrichtung 16 ist in Figur 2 schematisch dargestellt. Vorliegend erfasst die Netzspannungsidentifikationseinrichtung 16 eine Netzspannung uq(t) und ermittelt daraus mittels der Methode der Symmetrischen Komponenten SK die symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung Sq, sprich die Netzanschlussamplitude des Mitsystems üiq, Netzanschlussphase des Mitsystems (piq, Netzanschlussfrequenz des Mitsystems coiq, Netzanschlussamplitude des Gegensystems Ü2q und Netzanschlussphase des Gegensystems (p2q. Hierzu wird nach einer Filterung der erfassten Netzspannung uq(t) mit einem Filter 24 in einer Phasenregelschleife PLL (phase-locked loop) eine gleitende diskrete Fourier- Transformation sDFT (sliding discret fourier transformation) durchgeführt und mittels der Methode der symmetrischen Komponenten SK die symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung SQ ermittelt. A preferred exemplary embodiment of the mains voltage identification device 16 is shown schematically in FIG. In the present case, the mains voltage identification device 16 detects a mains voltage uq(t) and uses the method of symmetrical components SK to determine the symmetrical components of the mains connection voltage Sq, i.e. the mains connection amplitude of the positive system üiq, mains connection phase of the positive system (piq, mains connection frequency of the positive system coiq, mains connection amplitude of the negative sequence system Ü2q and mains connection phase of the negative sequence system (p2q. For this purpose, after filtering the detected mains voltage uq(t) with a filter 24 in a phase-locked loop PLL (phase-locked loop), a sliding discrete Fourier Transformation sDFT (sliding discrete fourier transformation) is carried out and the symmetrical components of the mains connection voltage SQ are determined using the method of symmetrical components SK.
In einem weiteren Schritt des Verfahrens wird auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung SQ festgestellt, ob es sich bei dem Netz 14 um ein Netz mehrerer Netzbildem handelt, ob das Netz 14 spannungsfrei ist oder ob das Netz 14 lediglich durch einen Netzbildner gebildet wird. In a further step of the method, it is determined on the basis of the determined mains connection voltage SQ whether the network 14 is a network of several network generators, whether the network 14 is voltage-free or whether the network 14 is only formed by one network generator.
Wird das Netz 14 als Netz mehrerer Netzbildner identifiziert, wird in einem weiteren Schritt des Verfahrens durch Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung So an die ermittelte Netzanschlussspannung SQ mittels einer Synchronisiereinrichtung 18 eine Synchronisationsspannung S sync ermittelt. If the network 14 is identified as a network of several network formers, a synchronization voltage S sync is determined in a further step of the method by synchronizing the specified setpoint voltage So to the determined network connection voltage SQ using a synchronization device 18 .
Ein bevorzugtes Ausführungsbeispiel der Synchronisiereinrichtung 18 ist in Figur 3 schematisch dargestellt. Beim Synchronisieren werden die symmetrischen Komponenten Synchronisationsamplitude des Mitsystems üisync, Synchronisationsphase des Mitsystems (pisync, Synchronisationsfrequenz cosync, Synchronisationsamplitude des Gegensystems Ü2Sync und Synchronisationsphase des Gegensystems ( 2svnc ermittelt. Beim Synchronisieren wird die ermittelten Synchronisationsspannung Ssync kontinuierlich an die ermittelte Netzanschlussspannung SQ angepasst. Nach jedem Synchronisationsschritt resultiert eine angepasste Synchronisationsspannung Ssync, die sich kontinuierlich der ermittelten Netzanschlussspannung SQ nähert. Das Regelziel des Synchronisierens besteht in dem stationären Abgleich der ermittelten Netzanschlussspannung SQ mit der Synchronisationsspannung Ssync. A preferred exemplary embodiment of the synchronization device 18 is shown schematically in FIG. During synchronization, the symmetrical components synchronization amplitude of the positive system üi sy nc, synchronization phase of the positive system (pisync, synchronization frequency co sy nc, synchronization amplitude of the negative system Ü2 Sy nc and synchronization phase of the negative system ( 2svnc) are determined. During synchronization, the determined synchronization voltage S sy nc is continuously transmitted to the determined mains connection voltage SQ adjusted.After each synchronization step, an adjusted synchronization voltage S sy nc results, which continuously approaches the determined mains connection voltage SQ.The control objective of synchronization consists in the stationary comparison of the determined mains connection voltage SQ with the synchronization voltage S sy nc.
Im vorliegenden bevorzugten Ausführungsbeispiel werden die einzelnen symmetrischen Komponenten der Sollwertspannung So mit den jeweiligen symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung SQ synchronisiert, wobei über regelungstechnische Stellglieder Reg. ein stationärer Fehler As[x] zwischen den symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung SQ[X] und den symmetrischen Komponenten der Synchronisationsspannung Ssvncfx] ausgeglichen werden. Weiterhin wird über die Dynamik der Stell- glieder Reg. die Trägheit der Regelung gegenüber Änderungen in den symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung SQ[X] eingestellt. In the present preferred exemplary embodiment, the individual symmetrical components of the setpoint voltage So are synchronized with the respective symmetrical components of the mains connection voltage SQ, with a stationary error As[x] between the symmetrical components of the mains connection voltage SQ[X] and the symmetrical components of the Synchronization voltage Ssvncfx] are compensated. Furthermore, the dynamics of the elements Reg. the inertia of the regulation with regard to changes in the symmetrical components of the mains connection voltage SQ[X].
In einem weiteren Schritt des Verfahrens wird unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung Ssync mittels einer Anlagenregelungseinrichtung 20 der Er- zeugungs- und/oder Speicheranlage einer Referenzspannung Sref ermittelt. In a further step of the method, a reference voltage Sref is determined by means of a system control device 20 of the generation and/or storage system, taking into account the determined synchronization voltage S sync .
Die aufgrund der Synchronisiereinrichtung 18 dynamisch entkoppelte Synchronisationsspannung Ssync weist eine reduzierte Änderungsgeschwindigkeit bezüglich Netzzustandsänderungen auf und dient als Ersatz für die Netzspannung uq(t) in der Regelungsstruktur der Anlagenregelungseinrichtung 20. Somit weist die gesamte Orientierung der Regelung der Anlagenregelungseinrichtung 20 eine Trägheit gegenüber Änderungen der Netzspannung uq(t) auf. The synchronization voltage Ssync, which is dynamically decoupled due to the synchronization device 18, has a reduced rate of change with regard to changes in the state of the grid and serves as a substitute for the grid voltage uq(t) in the control structure of the system control device 20. The overall orientation of the control of the system control device 20 therefore has an inertia with regard to changes in the grid voltage uq(t) on.
Im folgenden Schritt wird unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung Sref und der Synchronisationsfrequenz cosyne der Synchronisationsspannung Ssync mittels des Umrichters die Umrichterspannung uu(t) bereitgestellt. Dazu wird die ermittelte Referenzspannung Sref in ein Zeitsignal uref(t) überführt. Das Überführen der Referenzspannung Sref, insbesondere das Überführen der von der Anlagenregelungseinrichtung 20 ermittelten symmetrischen Komponenten Referenzamplitude des Mitsystems üuef, Referenzphase des Mitsystems (puef, Referenzamplitude des Gegensystems Ü2ref und Referenzphase des Gegensystems (p2ref in das Zeitsignal uref(t), wird vorliegend unter Verwendung der ermittelten Synchronisationsfrequenz cosync mittels der Methode der inversen symmetrischen Komponenten iSK und einer darauf folgenden inversen diskreter Fourier- Transformation iDFT durchgeführt. Auf Basis des Zeitsignals uref(t) wird in Folge der Umrichter zum Bereitstellen der Umrichterspannung uu(t) angesteuert. Vorliegend entspricht das Zeitsignal uref(t) einer Modulationsspannung für einen Modulator 22 des Umrichters 12. Zur Umsetzung der stationär entsprechenden Leistungen ist eine exakte Kenntnis der Netzanschlussimpedanz notwendig. Die zur Überführung verwendete Synchronisationsfrequenz cosync, welche stationär der ermittelten Netzanschlussfrequenz COIQ entspricht, ist ebenfalls dynamisch von augenblicklichen Netzzustandsänderungen entkoppelt, was eine Trägheit der resultierenden Umrichterspannung uu(t) gegenüber äußeren Änderungen sicherstellt. Aufgrund der augenblicklichen Kopplung zwischen der Netzanschlussfrequenz COIQ und den Netzanschlussphasen cpiQ und (p2Q reagiert der Umrichter 12 bei Phasenänderungen im Netz 14 mit einer Beschleunigung - gemäß der vorgegebener Änderungsdynamik der Synchronisiereinrichtung 18 - eines inneren Spannungsraumzeigers, um die stationäre Phasenlage mit dem Netzspannungsraumzeiger ab- zugleichen. Verbleibende Fehler zwischen der Phasenlage der Referenzspannung Sref und der Phasenlage der Netzanschlussspannung SQ, die sich aufgrund der Synchronisationszeit bei Frequenzänderungen ergeben, werden zusätzlich über eine Phasensynchronisation ausgeglichen. Um eine schnelle und zunächst unabhängige Reaktion von der definierten Trägheit bezüglich der Netzzustandsänderungen der umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage auf fluktuierende Wind- und Solarprofile zu ermöglichen, kann der aktuelle Wert der Synchronisationsspannung Ssync, sowie die Kenntnis der Anlagenimpedanz genutzt werden, um aus Referenzleistungen P* und Q* der Erzeugungs- und/oder Speicher- anlage die Umrichterspannung uu(t) derart vorzusteuern, dass sich dynamisch - auf Basis des aktuellen Netzzustands - die gewünschten Leistungen einstellen. In the following step, the converter voltage uu(t) is provided by the converter, taking into account the determined reference voltage Sref and the synchronization frequency co sy ne of the synchronization voltage S sy nc . For this purpose, the determined reference voltage Sref is converted into a time signal u ref (t). The conversion of the reference voltage Sref, in particular the conversion of the symmetrical components determined by the system control device 20: reference amplitude of the positive sequence system üuef, reference phase of the positive sequence system (puef, reference amplitude of the negative sequence system Ü2ref and reference phase of the negative sequence system (p2ref) into the time signal u re f(t), is present using the determined synchronization frequency co sy nc using the method of inverse symmetrical components iSK and a subsequent inverse discrete Fourier transformation iDFT Based on the time signal u re f(t), the converter is then used to provide the converter voltage uu(t ) is driven. In the present case, the time signal u ref (t) corresponds to a modulation voltage for a modulator 22 of the converter 12. Exact knowledge of the mains connection impedance is necessary to convert the stationary corresponding power. The synchronization frequency cosync used for the conversion, which st ationarily corresponds to the determined mains connection frequency COIQ, is also dynamically decoupled from instantaneous changes in the status of the mains, which ensures that the resulting converter voltage uu(t) is inert in relation to external changes. Due to the current coupling between the Mains connection frequency COIQ and the mains connection phases cpiQ and (p2Q, the converter 12 reacts to phase changes in the mains 14 with an acceleration - according to the specified change dynamics of the synchronization device 18 - of an internal voltage space vector in order to balance the stationary phase position with the mains voltage space vector. Remaining errors between the phase position of the reference voltage S ref and the phase position of the grid connection voltage SQ, which result from the synchronization time in the case of frequency changes, are additionally compensated for via phase synchronization to fluctuating wind and solar profiles, the current value of the synchronization voltage S sy nc and knowledge of the system impedance can be used to derive reference power P* and Q* of the generation - and/or storage system, to pre-control the converter voltage uu(t) in such a way that the desired power is set dynamically - based on the current network status.
B ezugszeichenli ste Reference sign list
10 Netzanschlusspunkt 10 grid connection point
12 Umrichter 12 converters
14 Netz 14 mesh
16 Netzspannungsidentifikationseinrichtung 16 mains voltage identification device
18 Synchronisiereinrichtung 18 synchronizer
20 Anlagenregelungseinrichtung 20 plant control device
22 Modulator 22 modulator
24 Filter uu(t) Umrichterspannung 24 Filter uu(t) converter voltage
So Sollwertspannung üio Sollwertamplitude des Mitsystems So setpoint voltage üio setpoint amplitude of the positive system
(pio Sollwertphase des Mitsystems cow Sollwertfrequenz des Mitsystems (pio setpoint phase of the positive system cow setpoint frequency of the positive system
Ü20 Sollwertamplitude des Gegensystems Ü20 setpoint amplitude of the negative system
(p2o Sollwertphase des Gegensystems uq(t) Netzspannung (p2o setpoint phase of the negative sequence system uq(t) mains voltage
SQ Netzanschlussspannung SQ mains connection voltage
SQ[X] symmetrischen Komponenten der NetzanschlussspannungSQ[X] symmetrical components of the mains connection voltage
ÜIQ Netzanschlussamplitude des Mitsystems ÜIQ Mains connection amplitude of the positive system
(piQ Netzanschlussphase des Mitsystems (piQ grid connection phase of the positive system
COIQ Netzanschlussfrequenz des Mitsystems COIQ grid connection frequency of the positive system
Ü2Q Netzanschlussamplitude des Gegensystems Ü2Q Mains connection amplitude of the negative sequence system
(p2Q Netzanschlussphase des Gegensystems (p2Q mains connection phase of the negative sequence system
SSync[x] symmetrischen Komponenten der Synchronisationsspannung üisync Synchronisationsamplitude des Mitsystems S S ync[x] symmetrical components of the synchronization voltage üisync synchronization amplitude of the positive sequence system
(pisync Synchronisationsphase des Mitsystems (pisync synchronization phase of the positive sequence system
CO sync Synchronisationsfrequenz CO sync synchronization frequency
U2sync Synchronisationsamplitude des Gegensystems p2sync Synchronisationsphase des Gegensystems U2sync synchronization amplitude of the negative sequence system p2sync synchronization phase of the negative sequence system
As[x] stationärer Fehler zwischen SQ[X] und Ssyncfx] Sref Referenzspannung üuef Referenzamplitude des Mitsystems As[x] stationary error between SQ[X] and Ssyncfx] Sref reference voltage üuef reference amplitude of the positive sequence system
(piref Referenzphase des Mitsystems (piref reference phase of the positive sequence system
Ü2ref Referenzamplitude des Gegensystems Ü2ref Reference amplitude of the negative system
(p2ref Referenzphase des Gegensystems (p2ref reference phase of the negative system
Uref(t) Zeitsignal, Modulationsspannung Uref(t) time signal, modulation voltage
Q*, P* Referenzleistungen Q*, P* reference services
PLL Phasenregelschleife sDFT gleitende diskrete Fourier-Transformation iDFT inverse diskrete Fourier-Transformation PLL phase locked loop sDFT floating discrete Fourier transform iDFT inverse discrete Fourier transform
SK Methode der symmetrischen Komponenten iSK Methode der inversen symmetrischen KomponentenSK method of symmetrical components iSK method of inverse symmetrical components
Reg. regelungstechnische Stellglieder Reg. control engineering actuators

Claims

Patentansprüche Verfahren zum Bereitstellen einer Umrichterspannung (uu(t)) einer umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, wobei die Erzeugungs- und/oder Speicheranlage dazu ausgestaltet ist, elektrische Energie über einen Umrichter (12) an einem Netzanschlusspunkt (10) in ein Netz (14) ein- und/oder auszuspeisen, mit den Schritten: a) Vorgeben einer Sollwertspannung (So), b) Ermitteln einer Netzanschlussspannung (SQ) an dem Netzanschlusspunkt (10) mittels einer Netzspannungsidentifikationseinrichtung (16), c) Bei Identifikation des Netzes (14) auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung (SQ) als Netz mehrerer Netzbildner, Ermitteln einer Synchronisationsspannung (Ssync) durch Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung (So) an die identifizierte Netzanschlussspannung (SQ) mittels einer Synchronisiereinrichtung (18), d) Ermitteln einer Referenzspannung (Sref) unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung (Ssync) mittels einer Anlagenregelungseinrichtung (20) der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage, e) Bereitstellen der Umrichterspannung (uu(t)) unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung (Sref) und einer Synchronisationsfrequenz (cosync) der Synchronisationsspannung (Ssync) mittels des Umrichters (12). Verfahren nach dem vorhergehenden Anspruch, wobei der Schritt d) Ermitteln der Referenzspannung (Sref) unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung (Ssync) mittels der Anlagenregelungseinrichtung (20) der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage ein Verwenden der ermittelten Synchronisationsspannung (Ssync) als Ersatz für die Netzanschlussspannung (SQ) beim Ermitteln der Referenzspannung (Sref) mittels der Anlagenregelungseinrichtung (20) der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage umfasst. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüchen, wobei in Schritt a) die Sollwertspannung (So) durch die symmetrischen Komponenten Sollwertamplitude eines Mitsystems (üio), Sollwertphase des Mitsystems (cpio), Sollwertfrequenz des Mitsystems (coio), Sollwertamplitude eines Gegensystems (Ü20) und Sollwertphase eines Gegensystems ( 20) vorgegeben wird, und Schritt b) ein Erfassen einer Netzspannung (uq(t)) und ein Ermitteln der symmetrischen Komponenten Netzanschlussamplitude des Mitsystems (ÜIQ), Netzanschlussphase des Mitsystems (cpiq), Netzanschlussfrequenz des Mitsystems (COIQ), Netzanschlussamplitude des Gegensystems (Ü2Q) und Netzanschlussphase des Gegensystems (q>2Q) der Netzanschlussspannung (SQ) mittels der Netzspannungsidentifikationseinrichtung (16) auf Basis der erfassten Netzspannung (uq(t)) umfasst. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüchen, wobei der Schritt c) Ermitteln der Synchronisationsspannung (Ssync) durch Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung (So) an die ermittelte Netzanschlussspannung (SQ) mittels der Synchronisiereinrichtung (18) ein kontinuierliches Anpassen der ermittelten Synchronisationsspannung (Ssync) an die ermittelte Netzanschlussspannung (SQ) mittels der Synchronisiereinrichtung (18) umfasst. Verfahren nach dem vorhergehenden Anspruch, wobei das kontinuierliche Anpassen der ermittelten Synchronisationsspannung (Ssync) an die ermittelte Netzanschlussspannung (SQ) mittels der Synchronisiereinrichtung (18) ein Vorgeben einer Anpassungsdynamik des kontinuierlichen Anpassens durch eine Zeitkonstante und eine Dämpfungskonstante umfasst. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Schritt e) Bereitstellen der Umrichterspannung (uu(t)) unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung (Sref) und der Synchronisationsfrequenz (cosync) der Synchronisationsspannung (Ssync) mittels des Umrichters (12) ein Ermitteln eines Zeitsignals (uref(t)) durch Überführen der ermittelten Referenzspannung (Sref) in den Zeitbereich umfasst und auf Basis des ermittelten Zeitsignals (uref(t)) die Umrichterspannung (uu(t)) bereitgestellt wird. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Schritt e) Bereitstellen der Umrichterspannung (uu(t)) unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung (Sref) und der Synchronisationsfrequenz (cosync) der Synchronisations- Spannung (Ssync) mittels des Umrichters (12) zusätzlich ein Vorsteuem der Umrichterspannung (uu(t)) unter Berücksichtigung von Referenzleistungen (P*, Q*) der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage, der ermittelten Synchronisationsspannung (Ssync) und einer Impedanz der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage umfasst. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Schritt a) Vorgeben der Sollwertspannung (So) ein Vorgeben der Sollwertspannung (So) in Abhängigkeit der erwarteten Netzanschlussspannung (SQ) an dem Netzanschlusspunkt (10) umfasst. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Verfahren die folgenden Schritte umfasst: f) Bei Identifikation des Netzes (14) auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung (SQ) als spannungssfreies Netz oder als Netz genau eines Netzbildners, Ermitteln der Referenzspannung (Sref) unter Berücksichtigung der vorgegebenen Sollwertspannung (So) mittels der Anlagenregelungseinrichtung (20) der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage, und g) Bereitstellen der Umrichterspannung (uu(t)) unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung (Sref) und einer Sollwertfrequenz des Mitsystems (cow) der Sollwertspannung (So) mittels des Umrichters (12). Steuervorrichtung zur Durchführung des Verfahrens nach einem der vorhergehenden Verfahrensansprüche. Netzbildner zur Bildung einer Netzspannung (uq(t)) in dem Netz (14) umfassend eine Steuervorrichtung nach Anspruch 10 und eine umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, wobei die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage dazu ausgestaltet ist, elektrische Energie über einen Umrichter (12) an einem Netzanschlusspunkt (10) in das Netz (14) einzuspei- sen. Method for providing a converter voltage (uu(t)) of a converter-based generation and/or storage system for electrical energy, the generation and/or storage system being designed to generate electrical energy via a converter (12) at a grid connection point (10) feeding and/or feeding into a grid (14), with the steps: a) specifying a setpoint voltage (So), b) determining a grid connection voltage (SQ) at the grid connection point (10) by means of a grid voltage identification device (16), c) at Identification of the network (14) on the basis of the determined mains connection voltage (SQ) as a network of several network generators, determining a synchronization voltage (Ssync) by synchronizing the specified setpoint voltage (So) to the identified mains connection voltage (SQ) using a synchronization device (18), d) determining a reference voltage (Sref) taking into account the synchronization voltage (Ssync) determined s a system control device (20) of the generation and/or storage system, e) providing the converter voltage (uu(t)) taking into account the determined reference voltage (Sref) and a synchronization frequency (co sy nc) of the synchronization voltage (Ssync) by means of the converter ( 12). Method according to the preceding claim, wherein step d) determining the reference voltage (Sref) taking into account the determined synchronization voltage (Ssync) by means of the system control device (20) of the generation and / or storage system using the determined synchronization voltage (Ssync) as a substitute for the Mains connection voltage (SQ) when determining the reference voltage (Sref) by means of the system control device (20) of the generation and / or storage system. Method according to one of the preceding claims, wherein in step a) the setpoint voltage (So) by the symmetrical components setpoint amplitude of a positive system (üio), setpoint phase of the positive system (cpio), setpoint frequency of Positive system (coio), setpoint amplitude of a negative system (Ü20) and setpoint phase of a negative system (20) is specified, and step b) detecting a grid voltage (uq(t)) and determining the symmetrical components grid connection amplitude of the positive system (ÜIQ), grid connection phase of Positive system (cpiq), grid connection frequency of the positive system (COIQ), grid connection amplitude of the negative sequence system (Ü2Q) and grid connection phase of the negative sequence system (q>2Q) of the grid connection voltage (SQ) using the grid voltage identification device (16) based on the detected grid voltage (uq(t)). . Method according to one of the preceding claims, wherein step c) determining the synchronization voltage (S sy nc) by synchronizing the specified setpoint voltage (So) to the determined mains connection voltage (SQ) by means of the synchronization device (18) involves continuously adapting the determined synchronization voltage (Ssync) to the determined mains connection voltage (SQ) by means of the synchronization device (18). Method according to the preceding claim, wherein the continuous adjustment of the determined synchronization voltage (S sy nc) to the determined mains connection voltage (SQ) by means of the synchronization device (18) includes specifying an adjustment dynamic of the continuous adjustment by a time constant and a damping constant. Method according to one of the preceding claims, wherein step e) providing the converter voltage (uu(t)) taking into account the determined reference voltage (Sref) and the synchronization frequency (co sy nc) of the synchronization voltage (Ssync) by means of the converter (12) a determination a time signal (u ref (t)) by converting the determined reference voltage ( Sref ) into the time domain and based on the determined time signal (u ref (t)) the converter voltage (uu (t)) is provided. Method according to one of the preceding claims, wherein step e) providing the converter voltage (uu(t)) taking into account the determined reference voltage (Sref) and the synchronization frequency (co sy nc) of the synchronization Voltage (S sy nc) by means of the converter (12) additionally a Vorsteuem the converter voltage (uu (t)) taking into account reference power (P *, Q *) of the generation and / or storage system, the determined synchronization voltage (Ssync) and a Includes impedance of the generation and / or storage facility. Method according to one of the preceding claims, wherein step a) specifying the setpoint voltage (So) includes specifying the setpoint voltage (So) as a function of the expected grid connection voltage (SQ) at the grid connection point (10). Method according to one of the preceding claims, wherein the method comprises the following steps: f) When identifying the network (14) on the basis of the determined network connection voltage (SQ) as a voltage-free network or as a network of exactly one network former, determining the reference voltage (Sref) taking into account the specified setpoint voltage (So) by means of the system control device (20) of the generation and/or storage system, and g) providing the converter voltage (uu(t)) taking into account the determined reference voltage (Sref) and a setpoint frequency of the positive sequence system (cow) of the setpoint voltage (So) by means of the converter (12). Control device for carrying out the method according to one of the preceding method claims. Grid former for forming a grid voltage (uq(t)) in the grid (14) comprising a control device according to Claim 10 and a converter-based generation and/or storage system for electrical energy, wherein the converter-based generation and/or storage system is designed to generate electrical Feeding energy into the grid (14) via a converter (12) at a grid connection point (10).
PCT/EP2021/073021 2020-08-21 2021-08-19 Method for providing a converter voltage of a converter-based generating and/or storage system and control apparatus for carrying out the method WO2022038222A1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102020121990.3A DE102020121990A1 (en) 2020-08-21 2020-08-21 Method for providing a converter voltage of a converter-based generation and/or storage system and control device for carrying out the method
DE102020121990.3 2020-08-21

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2022038222A1 true WO2022038222A1 (en) 2022-02-24

Family

ID=77564105

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2021/073021 WO2022038222A1 (en) 2020-08-21 2021-08-19 Method for providing a converter voltage of a converter-based generating and/or storage system and control apparatus for carrying out the method

Country Status (2)

Country Link
DE (1) DE102020121990A1 (en)
WO (1) WO2022038222A1 (en)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102013102603A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Sma Solar Technology Ag Method for a black start of a power plant with multiple inverters connectable to an AC grid
CN105978038B (en) * 2016-05-11 2018-09-25 中国矿业大学 A kind of presynchronization control method based on virtual impedance
US10519931B2 (en) 2011-05-31 2019-12-31 Vestas Wind Systems A/S Systems and methods for generating an inertial response to a change in the voltage of an electrical grid

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102012212777A1 (en) 2012-07-20 2014-01-23 Wobben Properties Gmbh Method for controlling a wind farm
US10551931B2 (en) 2016-11-21 2020-02-04 Idex Asa Combination of fingerprint and device orientation to enhance security
ES2874658T3 (en) 2017-03-14 2021-11-05 Abb Schweiz Ag Procedure and control system for controlling a power converter
DE102017106213A1 (en) 2017-03-22 2018-09-27 Wobben Properties Gmbh Method for feeding electrical power into an electrical supply network
DE102017112491A1 (en) 2017-06-07 2018-12-13 Wobben Properties Gmbh Method for operating a wind farm

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10519931B2 (en) 2011-05-31 2019-12-31 Vestas Wind Systems A/S Systems and methods for generating an inertial response to a change in the voltage of an electrical grid
DE102013102603A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Sma Solar Technology Ag Method for a black start of a power plant with multiple inverters connectable to an AC grid
CN105978038B (en) * 2016-05-11 2018-09-25 中国矿业大学 A kind of presynchronization control method based on virtual impedance

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
D'ARCO SALVATORE ET AL: "A synchronization controller for grid reconnection of islanded virtual synchronous machines", 2015 IEEE 6TH INTERNATIONAL SYMPOSIUM ON POWER ELECTRONICS FOR DISTRIBUTED GENERATION SYSTEMS (PEDG), IEEE, 22 June 2015 (2015-06-22), pages 1 - 8, XP033210015, DOI: 10.1109/PEDG.2015.7223046 *

Also Published As

Publication number Publication date
DE102020121990A1 (en) 2022-02-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2263306B1 (en) Method for operating a wind power plant having a doubly-fed asynchronous machine and wind power plant having a doubly-fed asynchronous machine
EP2955808B1 (en) Method for controlling a wind energy turbine during an asymmetric network fault
EP2872777B1 (en) Method for controlling an electric generator
DE102005026062A1 (en) Virtual rotary mass for use in railroad network, has self-commutated pulse width modulated inverter, which is operated by electronic circuit or software, where inverter supplies power from power station to three-phase power system
EP3595121A1 (en) Method and apparatus for feeding electric energy into an electric supply network
EP4181339A1 (en) Method for controlling a wind farm
DE102018105483A1 (en) Method for operating a power generation plant and inverter for a power generation plant
WO2009022198A2 (en) Conditioning device for energy supply networks
DE102021101836B4 (en) GRID TIED INVERTER AND METHOD OF REDUCING GRID FREQUENCY VARIATIONS
DE102018133641A1 (en) ELECTROLYSIS DEVICE WITH A CONVERTER AND METHOD FOR PROVIDING CURRENT RESERVE POWER FOR AN AC VOLTAGE NETWORK
EP2632012A1 (en) Method for synchronising a feed-in voltage with a mains voltage
EP3836337A1 (en) Procedure for current limiting of a virtual synchronous machine, in particular during a mains fault
EP3000165A1 (en) Multistage converter for power factor correction and associated operating method
EP2917989A2 (en) Wind power plant and method for supplying electrical energy
DE102019116254A1 (en) PROCEDURE FOR OPERATING AN ENERGY GENERATION PLANT
DE112021002189T5 (en) power conversion device
EP3890136A1 (en) Method for operating a converter, in particular a wind energy plant
WO2022038222A1 (en) Method for providing a converter voltage of a converter-based generating and/or storage system and control apparatus for carrying out the method
EP3311481B1 (en) Method for controlling a voltage source inverter, voltage source inverter, and installation for transferring electrical energy
EP4183019A1 (en) Method for operating a power supply plant, and power supply plant
EP4073898A1 (en) Method and stabilisation controller for operating an island network
EP3501079B1 (en) Method for providing current reserves in an electric energy supply network, computer program, and current-impressing inverter
WO2022194936A1 (en) Method for influencing a harmonic, regulating unit, and inverter comprising regulating unit
EP3782255B1 (en) Arrangement and method for stabilizing an electrical energy supply network
DE102006049337A1 (en) Controlling and regulating circuit for primary- and secondary regulation, utilizes real rotating mass or imaginary rotating mass in network for output-power cum frequency control or regulation

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 21763084

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 21763084

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1