WO2024256730A1 - Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage, energieversorgungsanlage mit einer vielzahl von wechselrichtern und wechselrichter - Google Patents

Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage, energieversorgungsanlage mit einer vielzahl von wechselrichtern und wechselrichter Download PDF

Info

Publication number
WO2024256730A1
WO2024256730A1 PCT/EP2024/066854 EP2024066854W WO2024256730A1 WO 2024256730 A1 WO2024256730 A1 WO 2024256730A1 EP 2024066854 W EP2024066854 W EP 2024066854W WO 2024256730 A1 WO2024256730 A1 WO 2024256730A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power
inverter
inverters
pspt
control
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/EP2024/066854
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Andreas KNOBLOCH
Simon Scheurich
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
SMA Solar Technology AG
Original Assignee
SMA Solar Technology AG
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 SMA Solar Technology AG filed Critical SMA Solar Technology AG
Priority to EP24735567.0A priority Critical patent/EP4728611A1/de
Priority to AU2024303880A priority patent/AU2024303880A1/en
Publication of WO2024256730A1 publication Critical patent/WO2024256730A1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; 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 feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; 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 feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/46—Controlling the sharing of generated power between the generators, sources or networks
    • H02J3/48—Controlling the sharing of active power
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of AC power input into DC power output; Conversion of DC power input into AC power output
    • H02M7/42—Conversion of DC power input into AC power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of DC power input into AC power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/48—Conversion of DC power input into AC power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H02M7/493—Conversion of DC power input into AC power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode the static converters being arranged for operation in parallel

Definitions

  • the application relates to a method for operating an energy supply system as well as an energy supply system and an inverter.
  • the energy supply system has a plurality of inverters and a system controller.
  • the system controller is communicatively connected to the inverters.
  • the inverters of the energy supply system have a common grid connection via which they exchange electrical power with an alternating voltage grid.
  • the energy exchanged as instantaneous reserve power between the power supply system and the AC network is taken from or supplied to the rotating mass of the conventional power supply systems by rotating the respective flywheel is slowed down or accelerated, whereby the exchanged power and the exchanged energy are limited by the physical properties of the energy supply system as a whole.
  • the provision of the instantaneous reserve ends as soon as the voltage space vector of the flywheel has synchronized with the voltage space vector of the network and its rotation frequency has adjusted to the network frequency, ie in particular as soon as the network frequency has stopped drifting away, for example after the power imbalance has been eliminated by further frequency maintenance mechanisms or a network self-regulation effect.
  • Energy supply systems that exchange electrical power with the AC network via power electronic converters, such as photovoltaic systems, wind turbines or grid-connected energy storage systems, generally have no rotating masses and therefore no mechanical inertia, practically no mechanical storage capacity and no significant overcurrent capacity.
  • the power electronic converters of such energy supply systems especially inverters, can be set up to exchange a given electrical power with an existing AC network or can themselves create an island network.
  • DE 10 2020 119 039 A1 discloses a system with inverters that operate with a respective droop control to impress voltage and can react "instantly" to grid events by changing the power.
  • a system controller adjusts parameters of the droop controls. The adjustment includes in particular a change in the target frequency or, alternatively, the target power in response to a change in power in order to return the system's power to a target grid power after a grid event.
  • This solution makes it possible to precisely set the target grid power at the grid connection.
  • EP 3 783 765 A1 discloses a P(df/dt) inertia emulation that can be implemented, for example, by means of superimposed controls. This also makes it possible to implement grid-following control concepts that can be stationary and accurate at the grid connection if, for example, an integral component is used in the system controller.
  • the application is based on the object of providing a method for operating an energy supply system and an energy supply system by means of which the exchange of electrical energy between the energy supply system with several inverters and an AC voltage network can be further improved. It is also an object of providing an inverter for use in such an energy supply system.
  • a power supply system with a large number of inverters and a system controller that is communicatively connected to the inverters has a grid connection to which the inverters are connected and which is connected to an alternating voltage grid.
  • the inverters exchange electrical exchange power with the alternating voltage grid via the grid connection, so that the power supply system exchanges a total exchange power with the alternating voltage grid that includes the respective electrical exchange power of the inverters.
  • the system controller determines individual inverter target powers depending on a system target value for the total exchange power of the power supply system.
  • the system controller transmits the individual inverter target powers to the inverter controls.
  • the respective inverter controls set the respective exchange powers of the inverters depending on the inverter target powers.
  • the method is characterized in that the inverter controls are designed to shape the grid and the inverters provide individually adjustable instantaneous reserve power.
  • an energy supply system can be operated in such a way that it provides, via its grid connection, on the one hand a total exchange power and, on the other hand, an instantaneous reserve power, which are each composed of individually adjusted contributions from the grid-shaping regulated inverters.
  • measured exchange powers of the respective inverters are transmitted to the system controller.
  • the system controller continuously recalculates the inverter target powers depending on the measured exchange powers and transmits them to the inverters.
  • the controls of the respective inverters then adjust their respective exchange powers depending on the respective newly determined inverter target powers.
  • the total exchange power at the grid connection can be set more precisely while simultaneously providing instantaneous reserve.
  • the contributions of the individual inverters to the total Exchange power can be set precisely by the system controller.
  • all power contributions to the instantaneous reserve power can be set with high precision both at the grid connection and within the energy supply system.
  • the total exchange power and the instantaneous reserve power at the grid connection can be individually distributed among the inverters within the energy supply system, whereby the distribution among the inverters can be optimized in particular with regard to the respective requirements of the energy sources, storage devices or consumers connected to the inverters.
  • a stationary, precise distribution of power between individual inverters in the energy supply system can therefore be achieved while maintaining high dynamics of the instantaneous reserve power at the grid connection.
  • the system controller is a unit, e.g. a computing unit, for recording, signal processing and controlling or regulating the energy supply system as a whole.
  • the system controller regulates in particular the total exchange power at the grid connection.
  • the electrical power controlled by the method and exchanged with the AC network can be pure active power or pure reactive power.
  • the method can be used to control a power that represents positive sequence power or negative sequence power.
  • the method can be used to control currents instead of powers. These can be active currents or reactive currents that are used in positive sequence components and/or in negative sequence components in the control.
  • the system controller determines the individual inverter target powers by standardizing the system target value to the respective relative nominal power of the respective inverter and adding an individual offset value, with the sum of the offset values preferably being zero.
  • the standardization can be done, for example, by dividing the nominal power of the respective inverter by the sum of the nominal powers of the inverters in the energy supply system.
  • the individual offset can be used to take into account, in particular, individual conditions of a respective inverter, e.g. its age or its operating time, as well as individual conditions of the DC voltage sources or DC voltage sinks connected to the inverters, e.g. a current charge level of a connected energy storage device, a utilization of a connected consumer, e.g.
  • the different power distribution between individual inverters in the energy supply system can be used, for example, to balance charge states and aging states of individual DC voltage sources connected to the inverters, e.g. batteries, or to Controlling electrolysers or other connected consumers of different power classes.
  • By setting the sum of the offset values to zero it is possible for the inverters of the energy generation system to contribute more or less to the desired total exchange power depending on their individual circumstances.
  • the power contributions can thus be set even more precisely, while at the same time setting the total exchange power precisely.
  • the grid-forming controls (50. X) react autonomously to grid events with an individually adjustable power response.
  • the grid-forming controls of the inverters each comprise a voltage-impressing droop control and an inertia-generating control, which are linked together as part of the grid-forming control and provide an instantaneous reserve power overall.
  • the inverters use a respective droop control to set their respective exchange powers based on a droop characteristic curve depending on a droop characteristic curve reference power and a respective voltage curve deviation of a voltage curve of a grid voltage from a respective reference curve with reference to a droop setpoint.
  • the droop setpoint can in particular be a setpoint frequency or a setpoint voltage amplitude. If the method is used to control the active power of the energy supply system, the droop control can specify an f(P) relationship between a respective exchange active power as a measure of the voltage curve deviation and a frequency or phase deviation related to a target frequency. If the method is used to control the reactive power of the energy supply system, the droop control specifies a U(Q) relationship between a respective exchange reactive power as a measure of the voltage curve deviation and a voltage deviation related to a target voltage amplitude. In the case of controlling a positive or negative sequence power, the droop setpoint includes corresponding setpoints of the positive and negative sequence components of the frequency or phase angle as well as the voltage amplitude.
  • the respective inverters can react to voltage curve deviations in the AC network and provide or receive more or less electrical power through synchronous, rapid adjustment of the frequency and amplitude of the voltage curve of the voltage provided on the grid side of the inverter.
  • the occurrence of an initial voltage curve deviation of the voltage curve of the grid voltage from a reference voltage curve causes a deviation of the exchange active power of the inverter with respect to the target frequency and a deviation of the exchange reactive power of the AC with respect to the target voltage amplitude. inverter from the respective droop characteristic reference power.
  • the voltage curve deviation of the voltage curve is in particular a phase angle difference between the phase angle of the output voltage of the inverter and the grid voltage, which causes the deviation of the exchange active power via an output-side impedance, or an amplitude difference between an amplitude of the output voltage of the inverter and the grid voltage, which causes the deviation of the reactive power.
  • the exchange active power and the exchange reactive power therefore serve as the respective measure for the phase angle difference and the amplitude difference, respectively.
  • the exchange active power in the droop control is in turn converted into a proportional change in the frequency of the output voltage of the inverter using the droop characteristic.
  • the droop control synchronizes the frequency of the output voltage to the grid frequency, but maintains the resulting phase angle difference so that the exchange active power of the inverter deviates from the droop characteristic reference power by a value that is essentially proportional to the deviation of the grid frequency from the target frequency.
  • the energy supply system can react to changes or jumps in the phase angle and/or the frequency of the voltage space vector of the grid voltage with a targeted variation of the active power or to changes in the amplitude of the grid voltage with a targeted variation of the reactive power, whereby the strength of the variation can be adjusted by the slope of the droop characteristic.
  • droop control is that the frequency and amplitude of the voltage curve of the output voltage of the respective inverter is synchronized with the voltage curve of the AC network in such a way that an instantaneous power response in terms of active power and/or reactive power is made possible at the grid connection point of the energy supply system, which can be adjusted using the droop characteristic curve and is proportional to the deviation of the voltage curve of the output voltage from the specified frequency and voltage amplitude.
  • the grid-shaping contribution of droop control is made by a deviation of the inverter's actual power from the inverter's target power and continues until the deviation of the voltage curve of the output voltage from the specified frequency and voltage amplitude is canceled out, for example by a higher-level control and/or a return of the AC voltage of the AC network to a pre-fault state.
  • This can make an important contribution to grid shaping, e.g. in the form of highly dynamic grid services, particularly for frequency and voltage maintenance.
  • the inverters can use an inertia-generating control to vary an input value of the droop control, in particular the droop characteristic curve reference power, depending on an individual power deviation of the respective inverter in order to return the exchange power of the inverters to the respective inverter target power if there is a deviation of the voltage curve of the output voltage from the voltage in the AC voltage network and consequently a power reaction takes place due to the droop control.
  • the individual power deviation of the respective inverter can correspond to a deviation of the measured individual exchange power from the inverter target power specified by the system controller.
  • the dynamics of returning the exchange power of the inverters to the respective inverter target power can be set in the inertia-generating control in particular by means of an inertia constant, which is multiplied by the (integrated) power deviation of the respective inverter when the droop characteristic curve reference power is varied.
  • inertia-based control is that the inertia of the resulting voltage space vector of the energy supply system can be adjusted during network events in such a way that the resulting power and energy exchange with the power grid is proportional to the rate of change of the frequency or the amplitude of the voltage curve of the grid voltage.
  • Instantaneous reserve requirements can be met and the energy supply systems operated using this method have a network-shaping effect to the best of their ability.
  • the individual power and energy reserves of the sources and/or sinks connected to the inverters which are available for the purpose of forming the grid with this mode of operation, can be optimally utilized using the adjustable inertia constants of the inertia-generating control.
  • the inertia-generating control requires fewer energy reserves for forming the grid compared to pure droop control.
  • the inertia-generating control enables the individual exchange power of the inverters and thus also the total exchange power of the energy supply system to be set with high stationary accuracy in relation to the system setpoint, especially in the case of a stationary deviation of the voltage curve of the output voltage from a voltage curve with nominal frequency and nominal voltage.
  • the grid-forming controls of the inverters include a sign-dependent weighting of the deviation of the individual exchange power from the respective target power.
  • the grid-forming controls can include an asymmetry statics that calculates the deviation of the individual exchange power from the respective target power depending on the sign of the Voltage curve deviation is weighted differently.
  • Such asymmetry statics can in particular include an asymmetric characteristic curve that is used in the droop control and/or in the inertia-generating control of the inverter.
  • An asymmetry static can, for example, be used in the respective droop control to adjust the frequency of the output voltage of the inverter either slowly or quickly in the event of a voltage curve deviation due to a grid frequency gradient, depending on the sign of the grid frequency gradient, i.e. in which direction the grid frequency changes.
  • the asymmetry statics in the droop control can be implemented as an asymmetric droop characteristic or droop asymmetry statics, which, for example, translates a positive deviation of the exchange active power due to a falling grid frequency into a comparatively small tracking change in the frequency of the output voltage of the inverter, so that a comparatively large phase angle difference arises and a correspondingly large amount of instantaneous reserve power is called up; conversely, a negative deviation of the exchange active power due to an increasing grid frequency can be translated into a comparatively large tracking change in the frequency of the output voltage of the inverter, so that the phase angle difference remains comparatively small and a correspondingly small amount of instantaneous reserve power is called up.
  • the droop asymmetry statics can be configured in exactly the opposite way, for example to provide little instantaneous reserve power when the grid frequency falls and a lot of instantaneous reserve power when the grid frequency rises.
  • an asymmetry static can be used in the inertia-generating control to vary the droop characteristic curve reference power quickly or slowly in the event of an individual power deviation of the respective inverter, depending on the sign of the power deviation.
  • An individual power deviation can occur in particular if the respective inverter target power is changed by the system controller and/or if there is a voltage curve deviation with a possible reaction of the droop control to this.
  • the asymmetry statics in the inertia-generating control can be implemented as an asymmetric inertia constant or inertia asymmetry statics.
  • a positive deviation of the exchange active power due to a falling grid frequency can be multiplied by a comparatively large inertia constant, so that the droop characteristic reference power varies comparatively strongly in a counteracting manner and accordingly little instantaneous reserve power is called up; conversely, a negative deviation of the exchange active power due to an increasing grid frequency can be multiplied by a is multiplied by a comparatively small inertia constant, so that the droop characteristic reference power varies comparatively little in a counteracting manner and a correspondingly large amount of instantaneous reserve power is called up.
  • the inertia asymmetry statics can be configured in exactly the opposite way, in order to provide a lot of instantaneous reserve power when the grid frequency drops and little instantaneous reserve power when the grid
  • This sign dependency of the asymmetry statics means that the instantaneous reserve power that an inverter provides for a given voltage curve deviation can be individually set. This takes into account, at least indirectly, the direction in which the exchange power of the respective inverter changes due to the underlying grid event, and this grid-forming change in the exchange power is either permitted and, if necessary, increased, or limited and, if necessary, suppressed.
  • the sign-dependent weighting of the deviation of the exchange power from a respective target power in the grid-forming control can differ by at least a factor of 2 for the two signs of the voltage curve deviation, for example depending on the sign of a grid frequency gradient, for example in order to counteract a falling grid frequency, which indicates a critical power deficit in the AC voltage grid, with a larger instantaneous reserve power than an increasing grid frequency, which indicates a possibly less critical power surplus in the AC voltage grid.
  • the weighting is preferably different by at least a factor of 5 depending on the sign, particularly preferably by at least a factor of 10, in particular in order to adjust the provision of an asymmetric instantaneous reserve power, which is largely only generated with one sign of the voltage curve deviation and is as completely absent as possible with an opposite voltage curve deviation.
  • the asymmetry statics can also be dependent on the grid frequency.
  • the grid frequency can be measured in the AC grid, for example, or approximated by the output frequency of the inverter.
  • the asymmetry statics can be set up using a case distinction so that an instantaneous reserve power is only provided due to a grid frequency gradient if the grid frequency deviates from a nominal frequency in the same direction as the grid frequency gradient, i.e. if, for example, there is an overfrequency and the grid frequency continues to rise.
  • an instantaneous reserve power provided based on the asymmetry statics can be suppressed if the grid frequency gradient points in the direction of the nominal frequency, i.e.
  • the asymmetry statics can additionally or alternatively depend on the respective exchange power. This provides a further degree of freedom for individually setting the instantaneous reserve power provided by the respective inverter, for example by limiting the instantaneous reserve power to a maximum exchange power or only starting at a minimum exchange power.
  • the power control speed of the droop control is typically faster than the power control speed of the inertia-generating control, so that the adjustment of the exchange power by the droop control when a voltage curve deviation occurs is faster than the variation of the droop characteristic reference power by the inertia-generating control (53. X) when a deviation of the exchange power from the inverter target power occurs.
  • the energy supply system with the method according to the application responds quickly to changes in the power setpoint using the droop control and reacts to network events using the inertia-generating control with a predeterminable instantaneous reserve power.
  • a power deviation at the network connection is caused by a reaction of the droop control to a voltage curve deviation
  • the control behavior and the disturbance behavior of the energy supply system can be decoupled from one another.
  • the synchronizing behavior of the droop control enables faster synchronization with other voltage sources in the energy supply network, which leads to fewer compensating oscillations and better damping.
  • the inertia-generating component ensures that the exchange power during network events is comparable to the inertia of a rotating mass, i.e. proportional to the gradient of the frequency or the voltage amplitude during the network event, so that the exchange power can be adjusted to the system setpoint according to an adjustable inertia dynamic. This behavior enables the energy supply system to make an optimal contribution to grid stability and energy supply.
  • the total exchange power of the energy supply system is determined and, for example, in the system controller, a total power deviation of the total exchange power from the sum of the measured exchange powers of the inverters is determined.
  • the total power deviation can be standardized to the respective relative nominal powers of the respective inverters and the standardized partial power deviations thus determined can be taken into account when determining the inverter target powers, e.g. in the system controller.
  • the respective inertia-generating controls vary the droop characteristic curve reference power of the droop control using a feedforward control with the product of an individual feedforward control value and a first correction factor.
  • the respective droop controls determine the phase angle of the output voltage of the inverter using a feedforward control with the product of the individual feedforward control value and a second correction factor.
  • the individual feedforward control value can be formed in particular by the individual share of the inverter in the system setpoint or by a weighted sum of the individual share of the inverter in the system setpoint and the individual inverter setpoint power, wherein the weighted sum is formed in particular by means of two correction factors whose sum is equal to one.
  • the input value of the droop control in particular the droop characteristic curve reference power
  • the input value of the droop control is varied within the framework of the inertia-generating control depending on the product of a first weighting factor and the individual deviation of the measured individual exchange power of the respective inverter from the inverter target power of the respective inverter.
  • the input value of the droop control in particular the droop characteristic curve reference power
  • an input value of the inertia-generating control can be formed from a sum of the individual power deviation and the individual share in the system deviation weighted by the weighting factors. It can be provided that the sum of the first weighting factor and the second weighting factor results in the value one.
  • a power supply system with a large number of inverters and a system controller that is communicatively connected to the inverters is designed to be operated using one of the methods described above.
  • the Controls of the inverters of the energy supply system each have an asymmetry statics and are designed to provide an individually adjustable symmetrical or asymmetrical instantaneous reserve power, wherein the energy supply system is designed to provide an adjustable symmetrical or asymmetrical instantaneous reserve power at the grid connection.
  • At least one inverter is also provided which is designed for use in such an energy supply system.
  • the inverter has a network-forming control which in particular comprises a droop control and a superimposed inertia-generating control for changing an input value of the droop control, in particular a droop characteristic curve reference power.
  • the inverter is preferably regulated in a voltage-impressing manner and can in particular comprise an asymmetry static and provide an adjustable symmetrical or asymmetrical instantaneous reserve power.
  • the controls can be set to currents instead of powers. These can be active currents or reactive currents that are used in positive sequence components and/or negative sequence components in the control. This allows a high level of current accuracy to be set at the grid connection.
  • connection point of the energy supply system to the AC network can alternatively be any other point in the AC network, e.g. a so-called point of stability, POS.
  • the point of stability can be controlled, for example, by the energy supply system described or by a plurality of energy supply systems.
  • the described method can be used to cover the need for additional instantaneous reserve, particularly in regions with a high proportion of non-conventional, e.g. renewable energy supply systems and/or with spatially extensive network structures made up of energy storage systems, photovoltaic systems and/or wind power plants.
  • the method and the energy supply system can provide instantaneous reserve power and primary control power as part of network system services, which can be offered, for example, on a corresponding control power or control energy market.
  • So-called network boosters or statcoms are examples of commercially available network-forming network resources. The provision of network services is made possible at the network connection of the energy supply system and thus extends beyond the control of individual inverters.
  • the provision of power in particular the inertia behavior in combination with other network-forming properties at the network connection, can be provided with great precision and dynamism by the method and the energy supply system as per the application.
  • the utilization of available power reserves of the energy supply system can be improved so that the energy supply system can effectively contribute to security of supply.
  • Fig. 1 shows schematically a known method for operating a power supply system
  • Fig. 4-11 show schematically various concrete embodiments of the method according to the application for operating an energy supply system
  • Fig. 12-24 show time courses of various electrical quantities resulting from an excitation by an exemplary network event when applying the method according to the application with different parameters.
  • the droop control 51.X receives as input value the droop characteristic reference power PspT,x from the inertia-generating control 53.X of the inverter 10.X. From the droop characteristic reference power PSPT,X and a measured individual exchange power PiNv,x of the inverter 10.X, an individual droop inverter deviation APxi of the inverter 10.X is determined. Using a droop characteristic, specifically here using the frequency constant Kf, a frequency shift Af is determined from this. The frequency shift Af is added to the target frequency fspT of the AC voltage network 24. The resulting frequency f is converted into a phase angle 3 and output as a voltage curve 3 to the converter 30.X.
  • an instantaneous reserve power provided on the basis of the asymmetry statics can be suppressed if the grid frequency gradient points in the direction of the nominal frequency, i.e. if, for example, there is an overfrequency and an already falling grid frequency is not to be unnecessarily counteracted.
  • the optional dependence of the asymmetry statics 55.X and/or 57.X on the exchange power PINV,X of the inverter 10.X can be used as a further degree of freedom, for example to define a power limitation and/or a dead band for the instantaneous reserve power, so that the instantaneous reserve power can be limited to a maximum exchange power or only starts at a minimum exchange power.
  • Figures 16 and 17 show exemplary time courses of the target and actual values for a power supply system 11 and its inverters 10.1, 10.2 when using a method of one of Figures 5 to 7 with differently parameterized asymmetry statics 55. X, 57. X.
  • the system controller 28 transmits the standardized, i.e. converted to the inverter 10.X, individual deviation component AP P oi,x of the system deviation AP POi of the power P P oi at the grid connection 26 compared to the system setpoint PSPT.POI to the respective inverter 10.X and is weighted relative to the individual power control deviation APINV.X in the inertia-generating control 53.X to calculate the droop characteristic reference power PSPT,X using the second weighting factor K2. This serves the inertia accuracy at the grid connection 26.
  • the transmission of this information can be useful in the presence of communication delays in the transmission of the individual exchange powers PINV,X of the inverters 10.X in the system 11 to the system controller 18. This can improve the dynamics of dispatching.
  • the individual deviation component APPOI, x of the system deviation APPOI of the power PPOI at the grid connection point 26 can also be formed in the inverter 10.X if the necessary signals, in particular the system deviation APPOI, are transmitted to the inverter 10.X.
  • Figure 8 also shows the optional delay element 34. This delays the system setpoint PSPT.POI by D sampling steps compared to the feedback signal of the total exchange power PPOI when the system deviation APPOI is formed. This improves the dynamics of the control behavior in connection with the total exchange power PPOI at the grid connection 26.
  • the number of sampling steps D and thus the delay time can be set depending on the communication delays in data transmission and signal processing between the system controller 28 and the inverter 10.X as well as the dead times in the measurement value acquisition of the total exchange power PPOI.
  • a rate limiter of a feedforward control can also influence the selection of sampling steps D. The slower the feedforward control, the greater the number of sampling steps D should be selected.
  • Figure 19 shows exemplary time profiles of the target and actual values for a power supply system 11 and its inverters 10.1, 10.2 when using the method according to Fig. 8.
  • the embodiment of the power supply system 11 according to Fig. 8 has a reduced tendency to oscillation, whereby dead times in the data transmission are taken into account and the synchronicity of different data channels is improved.
  • Figure 9 shows a schematic embodiment of the energy supply system 11 with improved synchronism.
  • a delay element 36 with the delay constant D2 in the system controller 28, the feedback of the overall Exchange power PPOI of the system can be delayed and thus better synchronized with the feedback of the measured exchange power PINV,X of the inverters 10.X. In this way, oscillations can be counteracted.
  • This delay element 36 can also be combined with other embodiments of this application.
  • the feedback of the total exchange power PPOI can be synchronized with the sum of the measured individual exchange powers PINV.X of the inverters 10.X, which are transmitted to the system controller 28 with a delay, in particular due to communication latencies. This can be used to calculate meaningful individual correction values P C OR,X. This can improve the synchronicity between the inverter-side and system-side measurements. This can reduce the tendency to oscillate during transient events and improve the determination of the power loss PLOSS for the precise setting of the total exchange power PPOI.
  • Figure 18 shows example time profiles of the target and actual values for an energy supply system 11 and its inverters 10.1, 10.2 when using the method according to Fig. 9.
  • Figure 10 schematically shows an embodiment of the energy supply system with feedforward control to improve the control behavior of the energy supply system 10.
  • the embodiment shown with a double feedforward control which can intervene with adjustable weighting by the system controller 28 in both the respective inertia-generating control 53.X and the respective droop control 51.X, enables a fast control behavior for the total exchange power P POi at the grid connection 26 and at the same time an inertia with respect to the disturbance behavior in the event of voltage curve deviations in the grid 24 to be realized.
  • a feedforward control of the system setpoint PSPT.POI in a form PSPT.POI, x standardized to the inverter 10.X can act on the set voltage angle 3 and on the set droop characteristic reference power PSPT,X or alternatively on the set frequency f S PT of the grid voltage in the respective inverter 10.X.
  • the system setpoint PSPT.POI standardized to the inverter 10.X is also referred to as the individual share PSPT.POI, x of the system setpoint PSPT.POI and is used here as a feedforward control value.
  • the droop control 51.X converts the droop characteristic reference power PspT,x into a corresponding phase angle 3.
  • the droop characteristic reference power PSPT,X of the droop control 51.X is quickly adapted to a changed system setpoint PSPT.POI, ie to a new load situation, via the feedforward control value and a first correction factor KXP, so that the slow Inertia integrator of the inertia control 53. X the droop characteristic reference power PSPT,X does not have to be adjusted slowly.
  • the phase angle A calculated by the droop control is adjusted directly to a changed system setpoint PSPT.POI using the feedforward value and a second correction factor K X a. This increases the dynamics and reduces the tendency to oscillate.
  • the individual shares PSPT.POI, x of the system setpoint PSPT.POI are transmitted from the system controller 28 to the inverters 10.X to the respective inverters 10.X.
  • rapid control behavior for the individual exchange power PINV,X and thus the total exchange power PPOI is enabled.
  • the feedforward control paths can be weighted against each other using the first correction factor KXP and the second correction factor K X a.
  • the amplitude and rate of change of the feedforward control can be limited by additional limiting elements. This can reduce or prevent sudden changes, overshoots and damping of the excitation of resonances.
  • Figures 20 to 22 show exemplary time profiles of the target and actual values for an energy supply system 11 and its inverters 10.1, 10.2 when using the method according to Fig. 10, wherein in Fig. 20 no communication delay is assumed and in Fig. 21 a significant communication delay in the transmission of the exchange power PINV,X of the inverters 10.1, 10.2 to the system controller 28 is assumed, and wherein the communication delay in Fig. 22 is taken into account by means of a delay element 36 (see Fig. 9).
  • Figure 11 shows an example of an embodiment of the energy supply system 11 in which various embodiments have been combined.
  • the double pre-control of the inertia-generating control 53.X and the droop control 51.X shown in Fig. 10 is also modified such that the pre-control value is formed by a weighted sum of the individual share of the inverter in the system setpoint PSPT.POI,x and the individual inverter setpoint power PSPT,INV,X.
  • the weighted sum is formed using two correction factors (3,K4), the sum of which is preferably equal to one.
  • Other combinations of the illustrated embodiments are also possible, in particular with the use of an asymmetry statics 55.X, 57.X in the inertia-generating control 53.X and/or in the droop control 51.X.
  • Figures 23 and 24 show exemplary time courses of the target and actual values for an energy supply system 11 and its inverters 10.1, 10.2 when using the method according to Fig. 11 in different variants.
  • the following figures 12 to 24 show time profiles of setpoints and actual values of power P POi at a grid connection point 26 and power PINV,X at individual inverters 10.X of an energy supply system 11.
  • an example energy supply system 11 which comprises exactly two inverters 10.1, 10.2.
  • the power of the inverters 10.1, 10.2 is controlled by their respective controls 50.1, 50.2, which in turn are influenced by the system controller 28, so that the total exchange power of the energy supply system 11 with the grid 24 is controlled by the system controller 28 and an instantaneous reserve power is provided at the grid connection 26.
  • the energy supply system 11 can comprise further sinks or sources whose influence is summarized in a power loss PLOSS, for example components such as transformers, cables, auxiliary units or smaller generation units that are not controlled by the system control.
  • the grid frequency f_GRID continues to correspond to the nominal frequency f
  • the grid frequency f_GRID corresponds to the nominal frequency f
  • Fig. 12 shows the behavior of a power generation plant 11 with a conventional control system according to Fig. 1, in which the control 20.X is designed to impress voltage and the total exchange power P_POI is processed in the plant controller 28 by means of the controller 15.
  • the controller 15 is designed as an integral controller or as a proportional-integral controller and regulates the deviation between the total exchange power P_POI and the plant setpoint P_POI_REF to zero by modifying the plant setpoint P_POI_REF accordingly in the event of such deviations, passing it on to the allocator 16 and dividing it there into the inverter setpoint powers P_1_REF, P_2_REF taking into account the offset values POFS.X.
  • Fig. 12 shows that by amplifying the integral component in controller 15 of system controller 28, a fast control response to changes in the system setpoint P_POI_REF and a fast correction of the control error of the total exchange power P_POI is achieved, see in particular the course of the total exchange power P_POI at the times h and te. On the other hand, the course of the total exchange power P_POI at the times ti and te shows a clear overshoot.
  • Another disadvantage of the behavior according to Fig. 12 of the energy generation system 11 with a control system according to Fig. 1 is that the reactions of the voltage-impressing controls 20. X in the case of a frequency change between t 3 and t4 or between t?
  • the total exchange power P_POI therefore corresponds to the system target value P_POI_REF again shortly after the times t 3 and t 7 .
  • Fig. 13 shows the behavior of an energy generation plant 11 with the control according to Fig. 3 or Fig. 4, in which, in particular in comparison to the control according to Fig. 1, no controller 15 with integral components is used in the plant controller 28. Instead, a control deviation between the total exchange power P_POI and the plant setpoint P_POI_REF is corrected in the plant controller 28, taking into account the measured and transmitted to the plant controller 28 individual exchange powers P_1, P_2 of the inverters 10.1, 10.2 as well as the measured or determined total exchange power P_POI, by adjusting the individual inverter setpoint powers P_1_REF, P_2_REF in the allocator 32, additionally taking into account the respective offset values POFS,X.
  • the transient response after a change in the system setpoint P_POI_REF itself or in the inverter setpoint powers P_1_REF, P_2_REF when changing the offset values POFS.X depends on the parameterization of the grid-forming control 50.X in the inverters 10.1, 10.2, in the embodiment according to Fig. 4 in particular on the inertia factor 1/H S so that the higher the inertia constant H S, the slower the transient response to the changed setpoint.
  • Fig. 14 shows the behavior of a power generation plant 11 with the control according to Fig. 4, in which an optional gain factor K c is used in the allocator 32 of the plant controller 28 to calibrate the measured values P_POI and/or P_1, P_2.
  • K c is used in the allocator 32 of the plant controller 28 to calibrate the measured values P_POI and/or P_1, P_2.
  • This allows the shares of the inverters 10.1, 10.2 in the plant target power P_POI_REF determined in the allocator 32, standardized and possibly offset-shifted, to be corrected by an adjustable, standardized control deviation between the total exchange power P_POI and the plant target value P_POI_REF, in particular to compensate for any measurement inaccuracies at the inverters 10.1, 10.2 and/or at the grid connection 26 with adjustable weighting if necessary.
  • the amplification factor K c initially has the value 0 at time ti, ie a given deviation of the sum of the exchange powers P_1 , P_2 of the inverters 10.1 , 10.2 from the total exchange power P_POI is not compensated. Halfway between t1 and t2, the gain factor K c is changed from 0 to 0.5. This reduces the deviation of the total exchange power P_POI and the system setpoint P_POI_REF for a given power loss PLOSS, which, however, remains undercompensated.
  • the gain factor K c is changed from 0.5 to 1 so that the power loss PLOSS is exactly compensated and the total exchange power P_POI in the steady state corresponds to the system setpoint P_POI_REF.
  • the gain factor Kc is changed from 1 to 1.5 so that the deviation of the sum of the exchange powers P_1, P_2 of the inverters 10.1, 10.2 from the total exchange power P_POI is overcompensated.
  • This example is idealized in that no measurement inaccuracies occur and therefore the power loss PLOSS is exactly compensated with a gain factor K c with the value 1.
  • control from Fig. 4 is particularly suitable for energy supply systems 11 with low communication delays in the transfer of information between the system controller 28 and the inverters 10.X. However, if the feedback of the actual power values P_1, P_2 to the system controller 28 is delayed, oscillations can occur and the control and disturbance behavior can be slowed down overall.
  • Fig. 15 shows the behavior of an energy generation plant 11 in which the inverters 10.1, 10.2 each have a grid-shaping control 50.X, which is designed, for example, according to Fig. 4, wherein the inverters 10.1 and 10.2 use different inertia factors 1/H S.
  • the inverter 10.1 reacts to the frequency changes between t 3 and t4 or between t? and ts with a clear symmetrical change in its exchange power P_1, while the inverter 10.2 shows practically no reaction to the frequency changes between t 3 and t4 or between t? and ts.
  • the energy generation plant 11 as a whole therefore generates a symmetrical instantaneous reserve power at the grid connection 26, which essentially consists of the symmetrical contribution of the inverter 10.1 and in particular counteracts a grid frequency gradient.
  • Figures 16 and 17 show the behavior of a power generation plant 11 with a control according to one of Figures 5 to 7, whereby by different setting of the asymmetry statics 55.X and/or 57.X in the controls 50.1, 50.2 of the inverter
  • Fig. 16 shows the behavior of a power generation plant 11 in which the inverters
  • 10.1 , 10.2 have identical asymmetry statics, which are set up so that the Inverters 10.1, 10.2 and thus the energy generation plant as a whole provide asymmetrical instantaneous reserve power.
  • the asymmetry statics are set in such a way that inverters 10.1, 10.2 react to the positive grid frequency gradient between t 7 and t 8 with a significantly larger change in the exchange power P_1 and P_2 than to the negative grid frequency gradient between t 3 and t4. This behavior can be particularly advantageous in order to provide an overall asymmetrical instantaneous reserve power by means of the energy generation plant.
  • Fig. 17 shows the behavior of a power generation plant 11 in which the inverters 10.1, 10.2 have different asymmetry statics, which are set up such that the inverters 10.1, 10.2 each provide asymmetric instantaneous reserve power in a mirror image, so that the power generation plant as a whole again provides symmetric instantaneous reserve power.
  • the asymmetry statics of the control 50.1 of the inverter 10.1 can be set such that the inverter 10.1 reacts to the negative grid frequency gradient between t 3 and t4 with a significantly greater change in the exchange power P_1 than to the positive grid frequency gradient between t 7 and t 3 , while the inverter 10.2 reacts in the opposite direction to the positive grid frequency gradient between t 7 and t 3 with a significantly greater change in the exchange power P_2 than to the negative grid frequency gradient between t 3 and t4.
  • the total exchange power P_POI behaves with the same amount of changes, particularly with regard to the grid frequency changes, regardless of the sign of the grid frequency gradient, so that the energy generation plant 11 provides a symmetrical instantaneous reserve power overall.
  • the behavior according to Fig. 17 can be used advantageously in particular in a power generation plant 11 whose inverters 10.1, 10.2 can at least partially only provide asymmetrical instantaneous reserve power, e.g. due to restrictions of the energy producers or consumers connected to the inverters 10.1, 10.2, which can essentially only freely change their electrical power in one direction, for example.
  • a power generation plant 11 can nevertheless provide overall symmetrical instantaneous reserve power using the method according to the application, in that an asymmetrical behavior of individual inverters 10.1 is compensated by a mirror-image asymmetrical behavior of other inverters 10.2 of the power generation plant 11.
  • Fig. 18 shows the behavior of a power generation plant 11 with a control system according to Fig. 9, in which possible communication delays can be taken into account by means of a delay element 36 with the delay constant D2 in the plant controller 28 in order to equalize the communication delays in the transmission of the actual power values P_1, P_2 and the total exchange power P_POI. This significantly reduces oscillations in particular when the plant setpoint P_POI_REF changes.
  • Fig. 19 shows the behavior of a power generation plant 11 with a control system according to Fig. 8, in which - alternatively or in addition to the delay element 36 according to Fig. 9 - the individual power control deviation APINV.X in the inertia-generating controller 53.X of the inverters 10.X is corrected to an adjustable extent by the individual deviation component APPOI,X of the respective inverter 1O.Xan of the plant deviation APPOI. This allows the tendency to oscillate to be further reduced even in the event of significant communication delays, in particular when the plant setpoint P_POI_REF changes, and the control behavior can be improved.
  • Fig. 20 shows the behavior of an energy generation plant 11 with a control system according to Fig. 10, in which both the dynamics and the control behavior of the control system are further improved by means of a feedforward control that intervenes with adjustable weighting from the system controller 28 in both the respective inertia-generating control 53.X and the respective droop control 51.X.
  • the system setpoint P_POI_REF is distributed to the inverters 10.1, 10.2 with high stationary power accuracy, with a high stationary power accuracy at the grid connection 26 being achieved by the feedback of both the total exchange power P_POI and the individual exchange powers P_1, P_2 of the inverters 10.1, 10.2 to the system controller 28.
  • the feedforward control achieves a high level of dynamics when the system setpoint P_POI_REF changes and further improves the control behavior of the energy supply system 11.
  • the dynamics when the power distribution between the inverters 10.1, 10.2 changes and when the grid frequency changes are based on the set inertia of the inertia-generating controllers 53.X in the inverters 10.X.
  • Fig. 21 shows the behavior of the energy generation system 11 with the control according to Fig. 10, whereby, in contrast to Fig. 20, there is a significant communication delay in the transmission of the exchange powers P_1, P_2 of the inverters 10.1, 10.2 to the system controller 28.
  • Fig. 22 shows the behavior of the energy generation plant 11 with the control according to Fig. 10 in the presence of a significant communication delay, wherein the communication delays are additionally taken into account in the plant controller 28 by applying a delay element 36 to the measured or determined total exchange power P_POI according to Fig. 6.
  • Fig. 23 shows the behavior of the power generation plant 11 with the control according to Fig. 11 in the presence of a significant communication delay and with correction of the individual power control deviation APINV.X in the inertia-generating controller 53.
  • Fig. 24 shows the behavior of the energy generation plant 11 with the control according to Fig. 11 in the presence of a significant communication delay, whereby, in contrast to Fig. 21, the communication delays in the plant controller 28 are additionally taken into account by applying a delay element 36 to the measured or determined total exchange power P_POI according to Fig. 6.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Inverter Devices (AREA)

Abstract

Die Anmeldung betrifft ein Verfahren zum Betrieb einer Energieversorgungsanlage (11) mit einer Vielzahl von Wechselrichtern (10.X) und einem Anlagenregler (28), der kommunikativ mit den Wechselrichtern (10.X) verbunden ist, wobei die Energieversorgungsanlage (11) einen Netzanschluss (26) aufweist, der an ein Wechselspannungsnetz (24) angeschlossen ist, und wobei die Wechselrichter (10.X) über den Netzanschluss (26) elektrische Austauschleistungen (PINV,X) mit dem Wechselspannungsnetz (24) austauschen, so dass die Energieversorgungsanlage (11) eine Gesamt-Austauschleistung (PPOI) mit dem Wechselspannungsnetz (24) austauscht, die die jeweiligen elektrischen Austauschleistungen (PINV,X) umfasst. Der Anlagenregler (28) ermittelt in Abhängigkeit von einem Anlagen-Sollwert (PSPT,POI) für die Gesamt-Austauschleistung (PPOI) der Energieversorgungsanlage (11) individuelle Wechselrichter-Sollleistungen (PSPT,INV,X) und übermittelt die individuellen Wechselrichter- Sollleistungen (PSPT,INV,X) an die Regelungen (50.X) der Wechselrichter (10.X). Die jeweiligen Regelungen (50.X) der Wechselrichter (10.X) stellen die jeweiligen Austauschleistungen (PINV,X) der Wechselrichter (10.X) in Abhängigkeit von den Wechselrichter-Sollleistungen (PSPT,INV,X) ein. Dabei sind die Regelungen (50.X) der Wechselrichter (10.X) netzformend ausgelegt und die Wechselrichter (10.X) stellen individuell einstellbare Momentanreserveleistung bereit.

Description

VERFAHREN ZUM BETRIEB EINER ENERGIEVERSORGUNGSANLAGE, ENERGIEVERSORGUNGSANLAGE MIT EINER VIELZAHL VON WECHSELRICHTERN UND WECHSELRICHTER
TECHNISCHES GEBIET
Die Anmeldung betrifft ein Verfahren zum Betrieb einer Energieversorgungsanlage sowie eine Energieversorgungsanlage und einen Wechselrichter. Die Energieversorgungsanlage weist eine Vielzahl von Wechselrichtern und einen Anlagenregler auf. Der Anlagenregler ist kommunikativ mit den Wechselrichtern verbunden. Die Wechselrichter der Energieversorgungsanlage weisen einen gemeinsamen Netzanschluss auf, über den sie elektrische Leistung mit einem Wechselspannungsnetz austauschen.
STAND DER TECHNIK
Konventionelle Energieversorgungsanlagen, insbesondere thermisch betriebene Kraftwerke und auch Wasserkraftwerke, umfassen netzsynchron rotierende Schwungmassen der Synchrongeneratoren oder Turbinen und des jeweiligen Triebstrangs. Solche Energieversorgungsanlagen tauschen elektrische Leistung mit einem elektrischen Wechselspannungsnetz aus, wobei die gesamte Schwungmasse der Anlagen elektromechanisch wirksam ist und im Netz wesentlich zur Stabilisierung des Wechselspannungsnetzes beiträgt. Insbesondere die Trägheit der jeweiligen Schwungmasse bewirkt aufgrund der darin gespeicherten Rotationsenergie eine Trägheit (auch Inertia genannt) des rotierenden Spannungsraumzeigers der konventionellen Energieversorgungsanlagen gegenüber dem Spannungsraumzeiger im Wechselspannungsnetz. Dadurch findet bei Phasensprüngen und/oder Frequenzänderungen des Spannungsraumzeigers im Wechselspannungsnetz eine augenblickliche Leistungsänderung der Energieversorgungsanlagen statt, die insbesondere durch induktive Effekte und eine Phasenwinkeldifferenz zwischen dem Spannungsraumzeiger der Schwungmasse und dem Spannungsraumzeiger der Netzspannung hervorgerufen wird. Insofern stellt eine konventionelle Energieversorgungsanlage eine sogenannte Momentanreserve bereit und begrenzt die Änderungsrate der Netzfrequenz des Wechselspannungsnetzes, insbesondere für den Fall, dass Leistungsungleichgewichte zwischen Zufuhr und Abfluss elektrischer Leistung, d.h. zwischen Erzeugung und Verbrauch im Wechselspannungsnetz vergleichsweise kurzfristig auftreten, beispielsweise aufgrund einer Störung einer Übertragungsleitung im Wechselspannungsnetz.
Die als Momentanreserveleistung zwischen Energieversorgungsanlage und Wechselspannungsnetz ausgetauschte Energie wird der rotierenden Masse der konventionellen Energieversorgungsanlagen entnommen bzw. zugeführt, indem die jeweilige Schwungmasse abgebremst bzw. beschleunigt wird, wobei die ausgetauschte Leistung und die ausgetauschte Energie durch die physikalischen Eigenschaften der Energieversorgungsanlage insgesamt begrenzt werden. Die Bereitstellung der Momentanreserve endet, sobald der Spannungsraumzeiger der Schwungmasse sich mit dem Spannungsraumzeiger des Netzes synchronisiert hat und ihre Rotationsfrequenz sich an die Netzfrequenz angeglichen hat, d.h. insbesondere sobald ein Wegdriften der Netzfrequenz gestoppt ist, beispielsweise nachdem das Leistungsungleichgewicht durch weitere Frequenzhaltungsmechanismen oder einen Netzselbstregeleffekt beseitigt ist.
Energieversorgungsanlagen, die über leistungselektronische Stromrichter elektrische Leistung mit dem Wechselspannungsnetz austauschen, wie z. B. Photovoltaik-Anlagen, Windkraftanlagen oder netzgekoppelte Energiespeicher, besitzen in der Regel keine rotierenden Massen und somit keine mechanische Trägheit, praktisch keine mechanische Speicherfähigkeit und keine wesentliche Überstromfähigkeit. Die leistungselektronischen Stromrichter solcher Energieversorgungsanlagen, insbesondere Wechselrichter, können zum Austausch einer vorgegebenen elektrischen Leistung mit einem bestehenden Wechselspannungsnetz eingerichtet sein oder selbst ein Inselnetz aufbauen.
Aus DE 10 2020 119 039 A1 ist eine Anlage mit Wechselrichtern bekannt, die mit einer jeweiligen Droop-Regelung spannungseinprägend arbeiten und „instantan“ durch Leistungsänderung auf Netzereignisse reagieren können. Ein Anlagenregler passt Parameter der Droop-Regelungen an. Die Anpassung umfasst insbesondere eine Änderung der Sollfrequenz oder hilfsweise der Sollleistung in Reaktion auf eine Leistungsänderung, um die Leistung der Anlage nach einem Netzereignis auf eine Soll-Netzleistung zurückzuführen. Durch diese Lösung ist es möglich, die Soll-Netzleistung am Netzanschluss genau einzustellen.
Aus EP 3 783 765 A1 ist eine P(df/dt)-Trägheitsemulation bekannt, die z. B. durch überlagerte Regelungen realisiert werden kann. Hierdurch können auch netzfolgende Regelungskonzepte realisiert werden, welche am Netzanschluss stationär genau sein können, wenn z. B. ein Integralanteil im Anlagenregler verwendet wird.
AUFGABE
Der Anmeldung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zum Betrieb einer Energieversorgungsanlage sowie eine Energieversorgungsanlage bereitzustellen, mittels derer der Austausch elektrischer Energie zwischen der Energieversorgungsanlage mit mehreren Wechselrichtern und einem Wechselspannungsnetz weiter verbessert werden kann. Es ist weiter Aufgabe, einen Wechselrichter zur Verwendung in einer solchen Energieversorgungsanlage bereitzustellen. LÖSUNG
Die Aufgabe wird durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Patentanspruchs 1 , durch eine Energieversorgungsanlage mit den Merkmalen des Patentanspruchs 23 sowie einen Wechselrichter mit den Merkmalen des Anspruchs 25 gelöst. Bevorzugte Ausführungsformen sind in den abhängigen Patentansprüchen angegeben.
BESCHREIBUNG
Eine Energieversorgungsanlage mit einer Vielzahl von Wechselrichtern und einem Anlagenregler, der kommunikativ mit den Wechselrichtern verbunden ist, weist einen Netzanschluss auf, an den die Wechselrichter angeschlossen sind und der an ein Wechselspannungsnetz angeschlossen ist. Bei einem Verfahren zum Betrieb einer solchen Energieversorgungsanlage tauschen die Wechselrichter über den Netzanschluss elektrische Austauschleistungen mit dem Wechselspannungsnetz aus, so dass die Energieversorgungsanlage eine Gesamt- Austauschleistung mit dem Wechselspannungsnetz austauscht, die die jeweiligen elektrischen Austauschleistungen der Wechselrichter umfasst. Der Anlagenregler ermittelt in Abhängigkeit von einem Anlagen-Sollwert für die Gesamt-Austauschleistung der Energieversorgungsanlage individuelle Wechselrichter-Sollleistungen. Der Anlagenregler übermittelt die individuellen Wechselrichter-Sollleistungen an die Regelungen der Wechselrichter. Die jeweiligen Regelungen der Wechselrichter stellen die jeweiligen Austauschleistungen der Wechselrichter in Abhängigkeit von den Wechselrichter-Sollleistungen ein. Das Verfahren ist dadurch gekennzeichnet, dass die Regelungen der Wechselrichter netzformend ausgelegt sind und die Wechselrichter individuell einstellbare Momentanreserveleistung bereitstellen.
Durch das anmeldungsgemäße Verfahrens kann eine Energieversorgungsanlage so betrieben werden, dass sie über ihren Netzanschluss einerseits eine Gesamt-Austauschleistung und andererseits eine Momentanreserveleistung bereitstellt, die sich jeweils aus individuell eingestellten Beiträgen der netzformend geregelten Wechselrichter zusammensetzen.
In einer Ausführungsform des Verfahrens werden gemessene Austauschleistungen der jeweiligen Wechselrichter an den Anlagenregler übermittelt. Der Anlagenregler ermittelt in Abhängigkeit von den gemessenen Austauschleistungen die Wechselrichter-Sollleistungen fortlaufend neu und übermittelt sie an die Wechselrichter. Die Regelungen der jeweiligen Wechselrichter stellen daraufhin ihre jeweiligen Austauschleistungen in Abhängigkeit von den jeweiligen neu ermittelten Wechselrichter Sollleistungen ein.
Ein Vorteil des Verfahrens liegt darin, dass die Gesamt-Austauschleistung am Netzanschluss bei gleichzeitiger Bereitstellung von Momentanreserve genauer eingestellt werden kann. Dabei können insbesondere die Beiträge der einzelnen Wechselrichter zur Gesamt- Austauschleistung durch den Anlagenregler präzise eingestellt werden. Daneben können alle Leistungsbeiträge zur Momentanreserveleistung sowohl am Netzanschluss als auch innerhalb der Energieversorgungsanlage mit hoher Genauigkeit eingestellt werden. Insbesondere kann die Gesamt-Austauschleistung und die Momentanreserveleistung am Netzanschluss individuell auf die Wechselrichter innerhalb der Energieversorgungsanlage aufgeteilt werden, wobei die Aufteilung auf die Wechselrichter insbesondere hinsichtlich der jeweiligen Anforderungen der an die Wechselrichter angeschlossenen Energiequellen, Speicher oder Verbraucher optimiert werden kann. Es kann also eine stationär genaue Verteilung der Leistung zwischen einzelnen Wechselrichtern in der Energieversorgungsanlage bei gleichzeitiger hoher Dynamik der Momentanreserveleistung am Netzanschluss realisiert werden.
Der Anlagenregler ist z. B. eine Einheit, z. B. eine Recheneinheit, zur Erfassung, Signalverarbeitung und Steuerung bzw. Regelung der Energieversorgungsanlage als Ganzes. Der Anlagenregler regelt dabei insbesondere die Gesamt-Austauschleistung am Netzanschluss.
Die durch das Verfahren geregelte und mit dem Wechselspannungsnetz ausgetauschte elektrische Leistung kann eine reine Wirkleistung oder eine reine Blindleistung sein. Alternativ oder zusätzlich kann das Verfahren für die Regelung einer Leistung verwendet werden, die eine Mitsystemleistung oder eine Gegensystemleistung repräsentiert. Darüber hinaus kann das Verfahren für die Regelung von Strömen statt Leistungen verwendet werden. Dabei kann es sich um Wirkströme oder Blindströme handeln, die in Mitsystemkomponenten und/oder in Gegensystemkomponenten in der Regelung verwendet werden.
In einer Ausführungsform des Verfahrens ermittelt der Anlagenregler die individuellen Wechselrichter-Sollleistungen, indem der Anlagen-Sollwert auf die jeweilige relative Nennleistung des jeweiligen Wechselrichters normiert und ein individueller Offsetwert addiert wird, wobei die Summe der Offsetwerte bevorzugt den Wert Null ergibt. Die Normierung kann dabei z.B. dadurch geschehen, dass die Nennleistung des jeweiligen Wechselrichters durch die Summe der Nennleistungen der Wechselrichter in der Energieversorgungsanlage geteilt wird. Durch den individuellen Offset können insbesondere individuelle Gegebenheiten eines jeweiligen Wechselrichters, z.B. sein Alter oder seine Betriebsdauer, sowie individuelle Gegebenheiten der an die Wechselrichter angeschlossenen Gleichspannungsquellen oder Gleichspannungssenken, z.B. ein aktueller Ladestand eines angeschossenen Energiespeichers, eine Auslastung eines angeschlossenen Verbrauchers, z.B. eines Elektrolyseurs oder ähnliches berücksichtigt werden. Die unterschiedliche Leistungsverteilung zwischen einzelnen Wechselrichtern der Energieversorgungsanlage kann dabei z. B. zum Ausgleichen von Ladezuständen sowie von Alterungszuständen einzelner an die Wechselrichter angeschlossener Gleichspannungsquellen, z. B. Batterien, oder zum Ansteuern von Elektrolyseuren oder anderen daran angeschlossenen Verbrauchern unterschiedlicher Leistungsklassen dienen. Durch Festlegung der Summe der Offsetwerte auf den Wert Null kann ermöglicht werden, dass die Wechselrichter der Energieerzeugungsanlage dann entsprechend ihrer individuellen Gegebenheiten mehr oder weniger zur gewünschten Gesamt-Austauschleistung beitragen. Die Leistungsbeiträge können dadurch noch genauer eingestellt werden, bei gleichzeitiger genauer Einstellung der Gesamt-Austauschleistung.
In einer Ausführungsform des Verfahrens reagieren die netzformenden Regelungen (50. X) autark mit einer individuell einstellbaren Leistungsantwort auf Netzereignisse. Dazu umfassen die netzformenden Regelungen der Wechselrichter insbesondere jeweils eine spannungseinprägende Droop-Regelung und eine trägheitsgebende Regelung, die im Rahmen der netzformenden Regelung miteinander verkettet sind und insgesamt eine Momentanreserveleistung bereitstellen. Dabei stellen die Wechselrichter mittels einer jeweiligen Droop- Regelung ihre jeweiligen Austauschleistungen anhand einer Droop-Kennlinie in Abhängigkeit von einer Droop-Kennlinien-Referenzleistung und einer jeweiligen Spannungsverlaufsabweichung eines Spannungsverlaufs einer Netzspannung von einem jeweiligen Referenzverlauf mit Bezug auf einen Droop-Sollwert ein. Der Droop-Sollwert kann je nachdem, auf welche Leistungsgröße die Regelung angewendet wird, insbesondere eine Sollfrequenz oder eine Sollspannungsamplitude sein. Für den Fall, dass mit dem Verfahren eine Wirkleistung der Energieversorgungsanlage geregelt wird, kann die Droop-Regelung eine f(P)- Beziehung zwischen einer jeweiligen Austausch-Wirkleistung als Maß für die Spannungsverlaufsabweichung und einer Frequenz- bzw. Phasenabweichung bezogen auf eine Sollfrequenz vorgeben. Wenn das Verfahren eine Blindleistung der Energieversorgungsanlage regelt, gibt die Droop-Regelung eine U(Q)-Beziehung zwischen einer jeweiligen Austausch-Blindleistung als Maß für die Spannungsverlaufsabweichung und einer Spannungsabweichung bezogen auf eine Sollspannungsamplitude vor. Im Falle einer Regelung einer Mit- oder Gegensystemleistung umfasst der Droop-Sollwert entsprechende Sollwerte der Mit- und Gegensystemanteile der Frequenz bzw. des Phasenwinkels sowie der Spannungsamplitude.
Mittels einer solchen Droop-Regelung können die jeweiligen Wechselrichter auf Spannungsverlaufsabweichungen im Wechselspannungsnetz reagieren und durch synchrone, schnelle Anpassung der Frequenz und Amplitude des Spannungsverlaufs der netzseitig am Wechselrichter gestellten Spannung mehr oder weniger elektrische Leistung zur Verfügung stellen bzw. beziehen. Das Auftreten einer initialen Spannungsverlaufsabweichung des Spannungsverlaufs der Netzspannung von einem Referenz-Spannungsverlauf bewirkt mit Bezug auf die Sollfrequenz eine Abweichung der Austausch- Wirkleistung des Wechselrichters und mit Bezug auf die Sollspannungsamplitude eine Abweichung der Austausch-Blindleistung des Wechsel- richters von der jeweiligen Droop-Kennlinien-Referenzleistung. Dabei ist die Spannungsverlaufsabweichung des Spannungsverlaufs insbesondere eine Phasenwinkeldifferenz zwischen dem Phasenwinkel der Ausgangsspannung des Wechselrichters und der Netzspannung, die über eine ausgangsseitige Impedanz die Abweichung der Austausch-Wirkleistung bewirkt, bzw. eine Amplitudendifferenz zwischen einer Amplitude der Ausgangsspannung des Wechselrichters und der Netzspannung, die die Abweichung der Blindleistung bewirkt. Die Austausch-Wirkleistung und die Austausch-Blindleistung dienen mithin als jeweiliges Maß für die Phasenwinkeldifferenz bzw. die Amplitudendifferenz. Im Falle der Wirkleistungsregelung wird die Austausch- Wirkleistung in der Droop-Regelung anhand der Droop- Kennlinie wiederum in eine proportionale Änderung der Frequenz der Ausgangsspannung des Wechselrichters umgerechnet. Dadurch synchronisiert die Droop-Regelung die Frequenz der Ausgangsspannung auf die Netzfrequenz ein, behält jedoch die entstandene Phasenwinkeldifferenz bei, so dass die Austausch- Wirkleistung des Wechselrichters um einen Wert von der Droop-Kennlinien-Referenzleistung abweicht, der im Wesentlichen proportional zur Abweichung der Netzfrequenz von der Sollfrequenz ist. Insbesondere kann die Energieversorgungsanlage dadurch auf Änderungen bzw. Sprünge des Phasenwinkels und/oder der Frequenz des Spannungsraumzeigers der Netzspannung mit einer gezielten Variation der Wirkleistung bzw. auf Änderungen der Amplitude der Netzspannung mit einer gezielten Variation der Blindleistung reagieren, wobei die Stärke der Variation durch die Steigung der Droop-Kennlinie eingestellt werden kann.
Ein Vorteil der Droop-Regelung liegt somit darin, dass die Synchronisierung der Frequenz und Amplitude des Spannungsverlaufs der Ausgangsspannung des jeweiligen Wechselrichters an den Spannungsverlauf des Wechselspannungsnetzes derart erfolgt, dass eine Erbringung einer instantanen Leistungsreaktion hinsichtlich Wirkleistung und/oder Blindleistung am Netzanschlusspunkt der Energieversorgungsanlage ermöglicht wird, die über die Droop-Kennlinie einstellbar proportional zur Abweichung des Spannungsverlaufs der Ausgangsspannung von der vorgegebenen Frequenz und Spannungsamplitude ist. Der netzformende Beitrag der Droop-Regelung erfolgt durch eine Abweichung der Wechselrichter-Istleistung von der Wechselrichter-Sollleistung und hält so lange an, bis die Abweichung des Spannungsverlaufs der Ausgangsspannung von der vorgegebenen Frequenz und Spannungsamplitude aufgehoben wird, beispielsweise durch eine übergeordnete Regelung und/oder ein Zurückkehren der Wechselspannung des Wechselspannungsnetzes in einen Vorfehlerzustand. Dies kann einen wichtigen Beitrag zur Netzformung, z. B. in Form von hoch-dynamischen Netzdienstleistungen (Grid Services) insb. zur Frequenz- und Spannungshaltung, leisten. Dabei ist eine sehr schnelle, z. B. sogar eine instantane, unmittelbar netzstützende Reaktion auf Netzereignisse möglich, die je nach Leistungs- und Energiereserven innerhalb der Energieversorgungsanlage einen erheblichen Beitrag zur Netzstützung ermöglicht. In einer Ausführungsform des Verfahrens können die Wechselrichter mittels einer trägheitsgebenden Regelung einen Eingangswert der Droop-Regelung, insbesondere die Droop- Kennlinien-Referenzleistung, in Abhängigkeit von einer individuellen Leistungsabweichung des jeweiligen Wechselrichters variieren, um die Austauschleistung der Wechselrichter auf die jeweilige Wechselrichter-Sollleistung zurückzuführen, wenn eine Abweichung des Spannungsverlaufs der Ausgangsspannung von der Spannung im Wechselspannungsnetz vorhanden ist und folglich aufgrund der Droop-Regelung eine Leistungsreaktion stattfindet. Dabei kann die individuelle Leistungsabweichung des jeweiligen Wechselrichters einer Abweichung der gemessenen individuellen Austauschleistung von der vom Anlagenregler vorgegebenen Wechselrichter-Sollleistung entsprechen. Die Dynamik des Zurückführens der Austauschleistung der Wechselrichter auf die jeweilige Wechselrichter-Sollleistung kann in der trägheitsgebenden Regelung insbesondere mittels einer Trägheitskonstante eingestellt werden, die bei der Variation der Droop-Kennlinien-Referenzleistung mit der (integrierten) Leistungsabweichung des jeweiligen Wechselrichters multipliziert wird.
Der Vorteil der trägheitsgebenden Regelung ist, dass die Trägheit des resultierenden Spannungsraumzeigers der Energieversorgungsanlage bei Netzereignissen so eingestellt werden kann, dass der resultierende Leistungs- und Energieaustausch mit dem Stromnetz insbesondere proportional zur Änderungsrate der Frequenz bzw. der Amplitude des Spannungsverlauf der Netzspannung erfolgt. Es können Momentanreserve-Anforderungen erfüllt werden und die mit einem solchen Verfahren betriebenen Energieversorgungsanlagen wirken nach ihren Möglichkeiten netzformend.
Die individuellen Leistungs- und Energiereserven der an die Wechselrichter angeschlossenen Quellen und/oder Senken, die zwecks Netzformung mit dieser Betriebsweise verfügbar sind, lassen sich über die einstellbaren Trägheitskonstanten der trägheitsgebenden Regelung optimal ausnutzen. Dabei sind durch die trägheitsgebende Regelung geringere Energiereserven für die Netzformung im Vergleich zur reinen Droop-Regelung notwendig. Darüber hinaus ermöglicht die trägheitsgebende Regelung die Einstellung der individuellen Austauschleistungen der Wechselrichter und damit auch der Gesamt-Austauschleistung der Energieversorgungsanlage mit hoher stationärer Genauigkeit bezogen auf den Anlagen-Sollwert, insbesondere auch bei stationärer Abweichung des Spannungsverlaufs der Ausgangsspannung von einem Spannungsverlauf mit Nennfrequenz und Nennspannung.
In Ausführungsformen des Verfahrens umfassen die netzformenden Regelungen der Wechselrichter eine vorzeichenabhängige Gewichtung der Abweichung der individuellen Austauschleistung von der jeweiligen Sollleistung. Insbesondere können die netzformenden Regelungen dazu eine Asymmetrie-Statik umfassen, die die Abweichung der individuellen Austauschleistung von der jeweiligen Sollleistung in Abhängigkeit vom Vorzeichen der Spannungsverlaufsabweichung unterschiedlich gewichtet. Eine solche Asymmetrie-Statik kann insbesondere eine asymmetrische Kennlinie umfassen, die in der Droop-Regelung und/oder in der trägheitsgebenden Regelung der Wechselrichter verwendet wird.
Eine Asymmetrie-Statik kann beispielsweise in der jeweiligen Droop-Regelung verwendet werden, um die Frequenz der Ausgangsspannung des Wechselrichters bei einer Spannungsverlaufsabweichung aufgrund eines Netzfrequenzgradienten entweder langsam oder schnell nachzuführen, abhängig davon, welches Vorzeichen der Netzfrequenzgradient aufweist, d.h. in welche Richtung die Netzfrequenz sich ändert.
Konkret kann die Asymmetrie-Statik in der Droop-Regelung als asymmetrische Droop- Kennlinie oder Droop-Asymmetrie-Statik realisiert sein, die beispielsweise eine positive Abweichung der Austausch-Wirkleistung aufgrund einer sinkenden Netzfrequenz in eine vergleichsweise kleine nachführende Änderung der Frequenz der Ausgangsspannung des Wechselrichters übersetzt, so dass eine vergleichsweise große Phasenwinkeldifferenz entsteht und entsprechend viel Momentanreserveleistung abgerufen wird; im Umkehrschluss kann eine negative Abweichung der Austausch-Wirkleistung aufgrund einer steigenden Netzfrequenz in eine vergleichsweise große nachführende Änderung der Frequenz der Ausgangsspannung des Wechselrichters übersetzt werden, so dass die Phasenwinkeldifferenz vergleichsweise klein bleibt und entsprechend wenig Momentanreserveleistung abgerufen wird. Alternativ kann die Droop-Asymmetrie-Statik genau umgekehrt konfiguriert sein, um beispielsweise bei sinkender Netzfrequenz wenig Momentanreserveleistung und bei steigender Netzfrequenz viel Momentanreserveleistung bereitzustellen.
Alternativ oder zusätzlich kann eine Asymmetrie-Statik in der trägheitsgebenden Regelung verwendet werden, um die Droop-Kennlinien-Referenzleistung im Falle einer individuellen Leistungsabweichung des jeweiligen Wechselrichters schnell oder langsam zu variieren, abhängig davon, welches Vorzeichen die Leistungsabweichung aufweist. Eine individuelle Leistungsabweichung kann dabei insbesondere auftreten, wenn die jeweilige Wechselrichter- Sollleistung durch den Anlagenregler geändert wird und/oder wenn eine Spannungsverlaufsabweichung mit einer etwaigen Reaktion der Droop-Regelung darauf vorliegt.
Konkret kann die Asymmetrie-Statik in der trägheitsgebenden Regelung als asymmetrische Trägheitskonstante oder Trägheits-Asymmetrie-Statik realisiert sein. So kann beispielsweise eine positive Abweichung der Austausch- Wirkleistung aufgrund einer sinkenden Netzfrequenz mit einer vergleichsweise großen Trägheitskonstante multipliziert werden, so dass die Droop- Kennlinien-Referenzleistung vergleichsweise stark gegensteuernd variiert und entsprechend wenig Momentanreserveleistung abgerufen wird; im Umkehrschluss kann eine negative Abweichung der Austausch-Wirkleistung aufgrund einer steigenden Netzfrequenz mit einer vergleichsweise kleinen Trägheitskonstante multipliziert wird, so dass die Droop-Kennlinien- Referenzleistung vergleichsweise wenig gegensteuernd variiert und entsprechend viel Momentanreserveleistung abgerufen wird. Alternativ kann die Trägheits-Asymmetrie-Statik genau umgekehrt konfiguriert sein, um bei sinkender Netzfrequenz viel Momentanreserveleistung und bei steigender Netzfrequenz wenig Momentanreserveleistung bereitzustellen.
Durch diese Vorzeichenabhängigkeit der Asymmetrie-Statik kann somit individuell eingestellt werden, welche Momentanreserveleistung ein Wechselrichter bei einer gegebenen Spannungsverlaufsabweichung bereitstellt. Dabei wird zumindest mittelbar berücksichtigt, in welcher Richtung sich die Austauschleistung des jeweiligen Wechselrichters aufgrund des zugrundeliegenden Netzereignisses ändert, und diese netzformende Änderung der Austauschleistung entweder zugelassen und ggf. verstärkt oder begrenzt und ggf. unterdrückt.
Die vorzeichenabhängige Gewichtung der Abweichung der Austauschleistung von einer jeweiligen Sollleistung in der netzformenden Regelung, beispielsweise ausgedrückt als vorzeichenabhängige Konstante oder Steigung einer entsprechenden Asymmetrie-Statik, kann für die beiden Vorzeichen der Spannungsverlaufsabweichung, beispielsweise je nach Vorzeichen eines Netzfrequenzgradienten, um mindestens den Faktor 2 unterschiedlich sein, beispielsweise um einer sinkenden Netzfrequenz, die auf ein kritisches Leistungsdefizit im Wechselspannungsnetz hinweist, mit einer größeren Momentanreserveleistung entgegenzuwirken als einer steigenden Netzfrequenz, die auf einen ggf. weniger kritischen Leistungsüberschuss im Wechselspannungsnetz hinweist. Bevorzugt ist die Gewichtung vorzeichenabhängig um mindestens den Faktor 5 unterschiedlich, besonders bevorzugt um mindestens den Faktor 10, insbesondere um die Bereitstellung einer asymmetrischen Momentanreserveleistung einzustellen, die weitgehend ausschließlich bei einem Vorzeichen der Spannungsverlaufsabweichung erzeugt wird und bei einer gegenläufigen Spannungsverlaufsabweichung möglichst vollständig ausbleibt.
In Ausführungsformen des Verfahrens kann die Asymmetrie-Statik zusätzlich von der Netzfrequenz abhängig sein. Die Netzfrequenz kann dabei z.B. im Wechselspannungsnetz gemessen oder durch die Ausgangsfrequenz des Wechselrichters angenähert sein. Beispielsweise kann die Asymmetrie-Statik mittels einer Fallunterscheidung so eingerichtet sein, dass nur dann eine Momentanreserveleistung aufgrund eines Netzfrequenzgradienten bereitgestellt wird, wenn die Netzfrequenz in derselben Richtung von einer Nennfrequenz abweicht wie der Netzfrequenzgradient, also wenn z.B. eine Überfrequenz vorliegt und die Netzfrequenz weiter steigt. Im Umkehrschluss kann eine anhand der Asymmetrie-Statik an sich vorgesehene Momentanreserveleistung unterdrückt werden, wenn der Netzfrequenzgradient in Richtung der Nennfrequenz zeigt, also wenn beispielsweise eine Überfrequenz vorliegt und einer sowieso schon fallenden Netzfrequenz nicht unnötig entgegengewirkt werden soll. Weiterhin kann die Asymmetrie-Statik zusätzlich oder alternativ von der jeweiligen Austauschleistung abhängig sein. Damit steht ein weiterer Freiheitsgrad zur individuellen Einstellung der vom jeweiligen Wechselrichter bereitgestellten Momentanreserveleistung zur Verfügung, beispielsweise indem die Momentanreserveleistung auf eine maximale Austauschleistung beschränkt wird oder erst bei einer minimalen Austauschleistung einsetzt.
Die Leistungsregelgeschwindigkeit der Droop-Regelung ist dabei typischerweise schneller als die Leistungsregelgeschwindigkeit der trägheitsgebenden Regelung, so dass die Einstellung der Austauschleistung durch die Droop-Regelung bei Auftreten einer Spannungsverlaufsabweichung schneller erfolgt als die Variation der Droop-Kennlinien-Referenzleistung durch die trägheitsgebende Regelung (53. X) bei einem Auftreten einer Abweichung der Austauschleistung von der Wechselrichter-Solleistung.
Die Energieversorgungsanlage mit dem anmeldungsgemäßen Verfahren spricht einerseits mittels der Droop-Regelung schnell auf Leistungssollwertänderungen an und reagiert andererseits durch die trägheitsgebende Regelung mit einer vorgebbaren Momentanreserveleistung auf Netzereignisse. Insbesondere wenn eine Leistungsabweichung am Netzanschluss durch eine Reaktion der Droop-Regelung auf eine Spannungsverlaufsabweichung verursacht wird, können das Führungsverhalten und das Störverhalten der Energieversorgungsanlage voneinander entkoppelt werden. Durch das synchronisierende Verhalten der Droop-Regelung kann dabei eine schnellere Synchronisierung mit anderen Spannungsquellen im Energieversorgungsnetz erreicht werden, was zu weniger Ausgleichsschwingungen und einer besseren Dämpfung führt. Zugleich sorgt der trägheitsgebende Anteil dafür, dass sich die Austauschleistung bei Netzereignissen vergleichbar mit einer Trägheit einer rotierenden Masse, d.h. proportional zum Gradienten der Frequenz bzw. der Spannungsamplitude im Verlauf des Netzereignisses einstellt, so dass die Austauschleistung entsprechend einer einstellbaren Trägheitsdynamik auf den Anlagen-Sollwert nachgeführt werden. Durch dieses Verhalten kann die Energieversorgungsanlage einen optimalen Beitrag zur Netzstabilität und zur Energieversorgung leisten.
Es kann also ein sehr schnelles Führungsverhalten am Netzanschluss realisiert werden und gleichzeitig die T rägheit des Spannungsraumzeigers trotz Anregung durch Netzereignisse und Störungen aufrechterhalten werden. Hierbei wird berücksichtigt, dass der Anlagen-Sollwert der Gesamt-Austauschleistung oft ein quasi-stationärer Wert ist, der selbst nicht oder eher langsam auf Störgrößen reagieren soll, und andererseits eine Momentanreserve der Energieversorgungsanlage dagegen möglichst schnell zur Verfügung gestellt werden soll. Die Kombination aus schneller Droop-Regelung und langsamerer trägheitsgebender Regelung ermöglicht dabei, das Führungsverhalten und das Störverhalten separat zu parametrieren sowie insbesondere separate Vorsteuerungen für die jeweiligen Ausgangswerte einzusetzen. In einer Ausführungsform des Verfahrens wird die Gesamt-Austauschleistung der Energieversorgungsanlage ermittelt und z. B. im Anlagenregler eine Gesamt-Leistungsabweichung der Gesamt-Austauschleistung von der Summe der gemessenen Austauschleistungen der Wechselrichter ermittelt.
Die Gesamt-Leistungsabweichung kann auf die jeweiligen relativen Nennleistungen der jeweiligen Wechselrichter normiert werden und die so ermittelten normierten Teil- Leistungsabweichungen beim Ermitteln der Wechselrichter-Sollleistungen z. B. im Anlagenregler berücksichtigt werden.
In einer Ausführungsform des Verfahrens variieren die jeweiligen trägheitsgebenden Regelungen die Droop-Kennlinien-Referenzleistung der Droop-Regelung unter Verwendung einer Vorsteuerung mit dem Produkt aus einem individuellen Vorsteuerungswert und einem ersten Korrekturfaktor. Alternativ oder zusätzlich ermitteln die jeweiligen Droop-Regelungen den Phasenwinkel der Ausgangsspannung des Wechselrichters unter Verwendung einer Vorsteuerung mit dem Produkt aus dem individuellen Vorsteuerungswert und einem zweiten Korrekturfaktor beeinflussen. Der individuelle Vorsteuerungswert kann dabei insbesondere durch den individuellen Anteil des Wechselrichters am Anlagen-Sollwert oder durch eine gewichtete Summe aus dem individuellen Anteil des Wechselrichters am Anlagen-Sollwert und der individuellen Wechselrichter-Sollleistung gebildet werden, wobei die gewichtete Summe insbesondere mittels zweier Korrekturfaktoren gebildet wird, deren Summe gleich eins ist.
In einer Ausführungsform des Verfahrens wird der Eingangswert der Droop-Regelung, insbesondere die Droop-Kennlinien-Referenzleistung, im Rahmen der trägheitsgebenden Regelung in Abhängigkeit von dem Produkt aus einem ersten Gewichtungsfaktor und der individuellen Abweichung der gemessenen individuellen Austauschleistung des jeweiligen Wechselrichters von der Wechselrichter-Sollleistung des jeweiligen Wechselrichters variiert. Weiterhin kann der Eingangswert der Droop-Regelung, insbesondere die Droop-Kennlinien- Referenzleistung, in Abhängigkeit von dem Produkt aus einem zweiten Gewichtungsfaktor und dem individuellen Anteil des Wechselrichters an der Anlagen-Abweichung variiert werden. Dazu kann insbesondere ein Eingangswert der trägheitsgebenden Regelung aus einer über die Gewichtungsfaktoren gewichteten Summe aus der individuellen Leistungsabweichung und dem individuellen Anteil an der Anlagen-Abweichung gebildet werden. Es kann vorgesehen sein, dass die Summe des ersten Gewichtungsfaktors und des zweiten Gewichtungsfaktors den Wert eins ergibt.
Eine Energieversorgungsanlage mit einer Vielzahl von Wechselrichtern und einem Anlagenregler, der kommunikativ mit den Wechselrichtern verbunden ist, ist dazu eingerichtet, mit einem der zuvor beschriebenen Verfahren betrieben zu werden. Dabei können die Regelungen der Wechselrichter der Energieversorgungsanlage jeweils eine Asymmetrie- Statik aufweisen und dazu eingerichtet sein, eine individuell einstellbare symmetrische oder asymmetrische Momentanreserveleistung bereitzustellen, wobei die Energieversorgungsanlage dazu eingerichtet ist, am Netzanschluss eine einstellbare symmetrische oder asymmetrische Momentanreserveleistung bereitzustellen.
Es ist weiter zumindest ein Wechselrichter vorgesehen, der zur Verwendung in einer solchen Energieversorgungsanlage eingerichtet ist. Der Wechselrichter weist eine netzformende Regelung auf, welche insbesondere eine Droop-Regelung und eine überlagerte trägheitsgebende Regelung zur Veränderung eines Eingangswertes der Droop-Regelung, insbesondere einer Droop-Kennlinien-Referenzleistung umfasst. Der Wechselrichter ist bevorzugt spannungseinprägend geregelt und kann insbesondere eine Asymmetrie-Statik umfassen und eine einstellbare symmetrische oder asymmetrische Momentanreserveleistung bereitstellen.
In alternativen Ausführungsformen können die Regelungen auf Ströme statt Leistungen eingestellt sein. Dabei kann es sich um Wirkströme oder Blindströme handeln, die in Mitsystemkomponenten und/oder in Gegensystemkomponenten in der Regelung verwendet werden. Hierdurch kann eine hohe Stromgenauigkeit am Netzanschluss eingestellt werden.
Der Anschlusspunkt der Energieversorgungsanlage an das Wechselspannungsnetz kann alternativ ein beliebiger anderer Punkt im Wechselspannungsnetz sein, z:B. ein sogenannter Point of Stability, POS. Der Point of Stability kann z. B. durch die beschriebene Energieversorgungsanlage oder eine Mehrzahl von Energieversorgungsanlagen geregelt werden.
Mit dem beschriebenen Verfahren kann der Bedarf an zusätzlicher Momentanreserve insbesondere in Regionen mit hohem Anteil nicht-konventioneller, z.B. erneuerbarer Energieversorgungsanlagen und/oder mit räumlich ausgedehnten Netzstrukturen aus Energiespeichern, Photovoltaikanlagen und/oder Windkraftanlagen gedeckt werden. Das Verfahren und die Energieversorgungsanlage können im Rahmen von Netzsystemdienstleistungen insbesondere Momentanreserveleistung und Primärregelleistung bereitstellen, die z.B. auf einem entsprechenden Regelleistungs- oder Regelenergiemarkt angeboten werden können. Sogenannte Netzbooster oder Statcoms sind Beispiele für marktgängige netzformende Netzbetriebsmittel. Die Erbringung der Netzdienstleistungen wird am Netzanschluss der Energieversorgungsanlage möglich gemacht und reicht damit über die Regelung einzelner Wechselrichter hinaus. Die Leistungserbringung, insbesondere das Trägheitsverhalten in Kombination mit anderen netzformenden Eigenschaften am Netzanschluss können durch das anmeldungsgemäße Verfahren und die anmeldungsgemäße Energieversorgungsanlage mit großer Genauigkeit und Dynamik erbracht werden. Die Ausnutzung von verfügbaren Leistungs- reserven der Energieversorgungsanlage kann verbessert werden, so dass die Energieversorgungsanlage effektiv zur Versorgungssicherheit beitragen kann.
KURZBESCHREIBUNG DER FIGUREN
Im Folgenden wird die Anmeldung anhand in den Figuren dargestellter Ausführungsbeispiele weiter erläutert und beschrieben.
Fig. 1 zeigt schematisch ein bekanntes Verfahren zum Betrieb einer Energieversorgungsanlage,
Fig. 4-11 zeigen schematisch verschiedene konkrete Ausführungsformen des anmeldungsgemäßen Verfahrens zum Betrieb einer Energieversorgungsanlage, und
Fig. 12-24 zeigen aus einer Anregung durch ein beispielhaftes Netzereignis resultierende Zeitverläufe verschiedener elektrischer Größen bei Anwendung des anmeldungsgemäßen Verfahrens mit verschiedenen Parametern.
In den Figuren sind gleiche oder ähnliche Elemente mit den gleichen Bezugszeichen bezeichnet. Die Figuren sind nicht maßstabsgetreu, und Elemente einzelner Figuren können sinngemäß auch in anderen Figuren verwendet werden.
FIGURENBESCHREIBUNG
Figur 1 zeigt schematisch ein bekanntes Verfahren zum Betrieb einer Energieversorgungsanlage 11 mit einer Anzahl an Wechselrichtern 10.X. Die Energieversorgungsanlage 11 kann eine Vielzahl von Erzeugern, Speichern und/oder Verbrauchern umfassen, insbesondere Photovoltaik-Generatoren, Batteriespeicher und/oder Elektrolyseure, die über jeweilige Wechselrichter 10.X elektrische Leistung austauschen, d.h. beziehen und/oder abgeben. Die Energieversorgungsanlage 11 tauscht über einem Netzanschluss 26 eine elektrische Gesamt- Austauschleistung PPOI mit einem Wechselspannungsnetz 24 aus. Die Gesamt-Austauschleistung Ppoi umfasst im Wesentlichen die individuellen Austauschleistungen PINV.X, die von den Wechselrichtern 10.X in Abhängigkeit von individuellen Wechselrichter-Sollleistungen PSPT,INV,X erzeugt werden, und eine etwaige Verlustleistung PLOSS, die beispielsweise in Anschlussleitungen zwischen den Wechselrichtern 10.X und dem Netzanschluss 26 abfällt. Die individuellen Wechselrichter-Sollleistungen PSPT,INV,X werden durch einen Anlagenregler 28 vorgegeben und an die Wechselrichter 10.X übermittelt.
Ein Wechselrichter 10.X weist eine konventionelle Regelung 20. X auf. Ein Spannungsverlauf U ist ein Ausgangswert der Regelung 20. X des Wechselrichters 10.X. Der in der Regelung 20.X berechnete Spannungsverlaufs U wird mittels eines Wandlers 30. X am Ausgang des Wechselrichters 10.X eingestellt, beispielsweise durch geeignete Taktung einer geeigneten Wechselrichter-Brückenschaltung des Wechselrichters 10.X. Am Ausgang des Wechselrichters 10.X ergibt sich in Abhängigkeit von der Differenz aus Spannungsverlauf U und dem Verlauf der Netzspannung die individuelle Austauschleistung PINV.X des Wechselrichters 10.X. Aus der Summe der individuellen Austauschleistungen PINV.X der Wechselrichter 10.X ergibt sich abzüglich der Verlustleistung PLOSS die Gesamt-Austauschleistung PPOI der Energieversorgungsanlage 11 am Netzanschluss 26.
Die Regelung 20. X erhält als Eingangswerte eine Wechselrichter-Sollleistung PSPT,INV,X vom Anlagenregler 28 sowie die gemessene individuelle Austauschleistung PINV.X des Wechselrichters 10.X.
Der Anlagenregler 28 erhält als Eingangswert einen Anlagen-Sollwert PSPT.POI sowie die gemessene Gesamt-Austauschleistung PPOI und umfasst einen Regler 15, beispielsweise einen Proportional- oder Integralregler. Der Regler 15 vergleicht Anlagen-Sollwert PSPT.POI und gemessene Gesamt-Austauschleistung PPOI und modifiziert den Anlagen-Sollwert PSPT.POI in Abhängigkeit der etwaigen Abweichungen dazwischen. Weiterhin umfasst der Anlagenregler 28 einen Zuteiler 16, der den ggf. vom Regler 15 nachgeregelten Anlagen-Sollwert PSPT.POI auf die individuellen Wechselrichter-Sollleistungen PSPT,INV,X aufteilt. Dabei kann der Aufteiler 16 mit anlagenspezifischen Eigenschaften, z.B. den relativen Nennleistungen der Wechselrichter 10.X, sowie weiteren Parametern, beispielsweise individuellen Offsetwerten POFS,X zur Aufteilung des Anlagen-Sollwert PSPT.POI auf die individuellen Wechselrichter-Sollleistungen PSPT.INV.X parametriert werden.
Figur 12 zeigt beispielhaft einen Zeitverlauf der Soll- und Istwerte der Energieversorgungsanlage 11 und der Wechselrichter 10.1, 10.2 bei Verwendung eines Verfahrens gemäß Fig. 1.
Figur 2 zeigt schematisch ein anmeldungsgemäßes Verfahren zum Betrieb einer Energieversorgungsanlage 11. Im Unterschied zum bekannten Verfahren gemäß Fig. 1 ist die Rückkopplung der gemessenen Gesamt-Austauschleistung PPOI über den Regler 15 entfallen und der Wechselrichter 10.X weist eine netzformende Regelung 50. X auf. Der Anlagenregler 28 weist nun einen Zuteiler 32 auf, der als Eingangswerte den Anlagen-Sollwert PSPT.POI sowie die Summe der gemessenen Austauschleistungen PINV.X der Wechselrichter 10.X erhält. Der Zuteiler 32 berechnet aus diesen Eingangswerten die individuellen Wechselrichter- Sollleistungen PSPT.INV.X.
Im Gegensatz zum bekannten Verfahren gemäß Figur 1 wird die Gesamt-Austauschleistung PPOI nicht mehr eingeregelt, indem ihre Abweichung vom Anlagen-Sollwert PSPT.POI mittels eines Reglers 15 minimiert wird, sondern indem die Summe der gemessenen Austausch- leistungen PINV,X bei der Aufteilung des gegebenen Anlagen-Sollwerts PSPT.POI auf die individuellen Wechselrichter-Sollleistungen PSPT,INV,X durch den Zuteiler 32 berücksichtigt wird. Dadurch kann zwar erreicht werden, dass die Summe der Austauschleistungen PINV,X dem Anlagen-Sollwert PSPT.POI entspricht. Dabei bleibt jedoch eine etwaige Verlustleistung PLOSS, in der Energieversorgungsanlage 11 unberücksichtigt und erzeugt eine entsprechende Abweichung zwischen Sollwert und Istwert am Netzanschluss 26.
Figur 3 zeigt schematisch eine Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Verfahrens zum Betrieb der Energieversorgungsanlage 11 . Der Zuteiler 32 berücksichtigt bei der Berechnung der individuellen Wechselrichter-Sollleistungen PSPT,INV,X zusätzlich eine Gesamt-Leistungsabweichung PCOR, die der Differenz zwischen der gemessenen Gesamt-Austauschleistung PPOI und der der Summe der gemessenen Austauschleistungen PINV.X der Wechselrichter 10.X entspricht. Im Gegensatz zum bekannten Verfahren gemäß Figur 1 wird die Gesamt- Austauschleistung PPOI somit nicht eingeregelt, sondern vielmehr gesteuert, indem die Gesamt-Leistungsabweichung PCOR bei der Aufteilung des gegebenen Anlagen-Sollwerts PSPT.POI auf die individuellen Wechselrichter-Sollleistungen PSPT,INV,X durch den Zuteiler 32 berücksichtigt wird.
Durch die Verwendung der Gesamt-Leistungsabweichung PCOR im Zuteiler 32 wird insbesondere die Verlustleistung PLOSS besser berücksichtigt, so dass die stationäre Genauigkeit der Regelung verbessert ist. Darüber hinaus werden auch die Einflüsse etwaiger anderer, an sich unbekannter Teilnehmer in der Energieversorgungsanlage 11 automatisch mitberücksichtigt, so dass deren ggf. auch fluktuierenden Leistungsbeiträge keinen Einfluss auf die stationäre Genauigkeit der Energieversorgungsanlage 11 haben.
Die folgenden Figuren 4 bis 11 zeigen schematisch verschiedene konkrete Ausführungsformen des anmeldungsgemäßen Verfahrens zum Betrieb der Energieversorgungsanlage 11. Gegenüber den Figuren 1 bis 3 sind dort insbesondere die netzformende Regelung 50. X mit einer Droop-Regelung 51 .X und einer trägheitsgebenden Regelung 53. X sowie der Anlagenregler 28 detaillierter beschrieben. Dabei ist insbesondere die Droop-Regelung 51. X als Wirkleistungsregler ausgeführt und verwendet konkret eine Sollfrequenz fSPT als Droop- Sollwert, so dass durch die in den Figuren 4 bis 11 dargestellten Ausführungsformen konkret die Wirkleistung der Energieerzeugungsanlage 11 am Netzanschluss 26 eingestellt wird. Insofern bezeichnet das Bezugszeichen P in den Figuren 4 bis 11 jeweils konkret eine Wirkleistung, und die weiteren kennzeichnenden Merkmale dieser Verfahren sind auf diese Wirkleistung bezogen. Es ist jedoch äquivalent möglich und vom Gegenstand dieser Anmeldung umfasst, die kennzeichnenden Merkmale des Verfahrens und insbesondere das Bezugszeichen P sowie die damit zusammenhängenden Größen analog auf eine Blindleistung oder eine Mitsystem- oder Gegensystemgröße einer Leistung oder eines Stroms und die jeweils damit komplementären Größen zu beziehen.
Figur 4 zeigt schematisch eine konkrete Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Verfahrens zum Betrieb der Energieversorgungsanlage 11. Die netzformende Reglung 50. X umfasst eine Droop-Regelung 51 .X und eine trägheitsgebende Regelung 53. X.
Die trägheitsgebende Regelung 53. X des Wechselrichters 10.X erhält als Eingangswerte eine Wechselrichter-Sollleistung PSPT,INV,X vom Anlagenregler 28 sowie die gemessene individuelle Austauschleistung PINV,X des Wechselrichters 10.X und ermittelt daraus eine Droop- Kennlinien-Referenzleistung PSPT,X.
Die Droop-Regelung 51. X erhält als Eingangswert die Droop-Kennlinien-Referenzleistung PspT,x von der trägheitsgebenden Regelung 53. X des Wechselrichters 10.X. Aus der Droop- Kennlinien-Referenzleistung PSPT,X und einer gemessenen individuellen Austauschleistung PiNv,x des Wechselrichters lO.X wird eine individuelle Droop- Wechselrichter-Abweichung APxi des Wechselrichters 10.X ermittelt. Mittels einer Droop-Kennlinie, hier konkret mittels der Frequenzkonstante Kf wird daraus eine Frequenzverschiebung Af ermittelt. Die Frequenzverschiebung Af wird zu der Sollfrequenz fspT des Wechselspannungsnetzes 24 addiert. Die resultierende Frequenz f wird in einen Phasenwinkel 3 umgerechnet und als Spannungsverlauf 3 an den Wandler 30. X ausgegeben.
Die trägheitsgebende Regelung 53. X des Wechselrichters 10.X erhält als Eingangswert eine Wechselrichter-Sollleistung PSPT,INV,X. AUS der Wechselrichter-Sollleistung PSPT,INV,X und einer gemessenen individuellen Austauschleistung PINV,X des Wechselrichters 10.X wird eine individuelle Leistungsregelabweichung APINV,X des Wechselrichters 10. X ermittelt. Diese wird als individuelle Abweichung APX in der trägheitsgebenden Regelung verwendet, um über ein Integrator 1/s und ein Trägheitsfaktor 1/Ha die Droop-Kennlinien-Referenzleistung PSPT,X als Ausgangswert zu generieren. Diese Droop-Kennlinien-Referenzleistung PSPT,X dient als Eingangswert für die Droop-Regelung 51 .X.
Die weiteren Wechselrichter 10.X der Energieversorgungsanlage 11 können gleich wie zuvor beschrieben aufgebaut sein. Die in Fig. 4 dargestellte Regelung 50. X ist insofern netzformend ausgeführt, als einerseits mittels der Droop-Regelung 51 .X unmittelbar auf auftretende Phasendifferenzen zwischen dem Spannungsverlauf 3 am Wechselrichter 10.X und der Netzspannung und damit zusammenhängende Änderungen der Ausgangsleistung PINV,X reagiert wird und andererseits mittels der trägheitsgebenden Regelung 53. X im stationären Zustand die Wechselrichter-Sollleistung PSPT,INV,X erreicht wird. Grundsätzlich können Wechselrichter 10. X mit einer solchen Regelung 50. X gemäß Fig. 4 bis 11 (siehe unten) mit einem Anlagenregler 28 gemäß Fig. 2 oder Fig. 3 kombiniert werden.
Der Anlagenregler 28 gemäß Fig. 4 weist einen Zuteiler 32, engl. Dispatcher, auf. Als Eingangswert erhält der Anlagenregler 28 einen Anlagen-Sollwert PSPT.POI für die Gesamt- Austauschleistung PPOI der Energieversorgungsanlage 11. Aus dem Anlagen-Sollwert PSPT.POI und den jeweiligen relativen Nennleistungen der Wechselrichter 10.X ermittelt der Zuteiler 32 die jeweiligen Wechselrichter-Sollleistungen PSPT,INV,X, wobei die jeweiligen relativen Nennleistungen der Wechselrichter 10.X dem jeweiligen Quotienten aus der jeweiligen Nennleistung PN,x eines Wechselrichters 10.X und der Summe der Nennleistungen PN,X der Wechselrichter 10.X in der Energieversorgungsanlage 11 entspricht. Zu dem mit der jeweiligen relativen Nennleistung normierten Anteil des Anlagen-Sollwert PSPT.POI wird für einen jeweiligen Wechselrichter 10.X noch ein individueller Offsetwert POFS,X addiert. Bevorzugt ergibt die Summe der Offsetwerte POFS.X den Wert Null.
Es ist möglich, die Leistung eines jeden Wechselrichters 10.X innerhalb der Anlage 11 zu korrigieren. Hierfür empfängt der Anlagenregler 28 die gemessenen Auslauschleistungen PINV.X der Wechselrichter 10.X und ermittelt die Gesamt-Leistungsabweichung PCOR zwischen der Gesamt-Austauschleistung PPOI am Netzanschluss 26 und der Summe PINV der gemessenen Auslauschleistungen PINV,X der Wechselrichter 10.X in der Anlage 11. Die Gesamt-Leistungsabweichung POOR wird auf die relative Nennleistung des jeweiligen Wechselrichters 10.X normiert und am Ausgang des Zuteilers 32 zum normierten und ggf. Offsetmodifizierten Anteil des Wechselrichters 10.x am Anlagen-Sollwert PSPT.POI addiert. Als Ausgangswert erzeugt der Anlagenregler 28 so die jeweiligen Wechselrichter-Sollleistungen PsPT,INV,X.
Durch das dargestellte Ausführungsbeispiel ist es möglich, auf Ebene der Energieversorgungsanlage 11 eine netzformende Momentanreserveleistung, auch Plant- Level- Inertia genannt, zu realisieren, indem die Wechselrichter 10.X jeweils eine individuell einstellbare Momentanreserveleistung bereitstellen. Gleichzeitig wird die Gesamt-Austauschleistung PPOI unter Berücksichtigung eines Leistungs-Dispatchings auf die Wechselrichter 10.X aufgeteilt und dabei mit hoher stationärer Genauigkeit auf den Anlagen-Sollwert PSPT.POI eingestellt. Dabei werden zwischen dem Anlagenregler 28 und dem jeweiligen Wechselrichter 10.X folgende Informationen ausgetauscht:
Vom Anlagenregler 28 wird die individuelle Wechselrichter-Sollleistung PSPT,INV,X für jeden Wechselrichter 10.X zu dem jeweiligen Wechselrichter 10.X übermittelt. Dies dient insbesondere dem Leistungs-Dispatching innerhalb der Anlage 11. Von den Wechselrichtern 10.X werden die gemessenen individuellen Austauschleistungen PINV,X der Wechselrichter 10.X in der Anlage 11 zum Anlagenregler 28 übermittelt. Dies dient insbesondere der Korrektur von Einflüssen der Verlustleistung PLoSs auf die stationäre Genauigkeit der Regelung der Gesamt-Austauschleistung PPOi.
Die Figuren 13 bis 15 zeigen beispielhafte Zeitverläufe der Soll- und Istwerte für eine Energieversorgungsanlage 11 und deren Wechselrichter 10.1 , 10.2 bei Verwendung eines Verfahrens gemäß Fig. 4.
Figur 5 zeigt schematisch eine Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Verfahrens, bei der die Energieerzeugungsanlage 11 eine asymmetrische Momentanreserveleistung bereitstellen kann. Ergänzend zu Fig. 4 weist die trägheitsgebende Regelung 53. X in Fig, 5 eine Trägheits-Asymmetrie-Statik 55. X auf, die auf die individuelle Leistungsregelabweichung APINV.X angewendet wird, um die individuelle Abweichung APx zu berechnen, aus der im Folgenden über den Integrator 1/s und den Trägheitsfaktor 1/Ha die Droop-Kennlinien- Referenzleistung PSPT,X als Ausgangswert generiert wird. Alternativ kann der Trägheitsfaktor 1/Ha bereits in der Trägheits-Asymmetrie-Statik 55. X integriert sein, wobei die Trägheits- Asymmetrie-Statik 55.X auch als Fallunterscheidung mit zwei verschiedenen Trägheitsfaktoren 1/Ha realisiert sein kann.
Die Trägheits-Asymmetrie-Statik 55. X im Beispiel gemäß Fig. 5 weist eine vergleichsweise kleine Steigung für negative Werte und eine vergleichsweise hohe Steigung für positive Werte der individuellen Leistungsregelabweichung APINV,X auf. Dadurch wird einer negativen individuellen Leistungsregelabweichung APINV,X eine betragsmäßig deutlich kleinere individuelle Abweichung APX zugeordnet als einer betragsmäßig gleich großen positiven individuellen Leistungsregelabweichung APINV,X. In alternativen Ausführungsformen können die Verhältnisse der Steigungen der positiven und negativen Hälften der Trägheits- Asymmetrie-Statik 55.X bedarfsweise genau umkehrt eingestellt werden.
Die Dynamik der resultierenden Droop-Kennlinien-Referenzleistung PSPT . die als Eingangswert für die Droop-Regelung 51.X verwendet wird, hängt somit über die T rägheits-Asymmetrie- Statik 55.X von der Richtung ab, in der die Austauschleistung PINV,X von der jeweiligen Wechselrichter-Sollleistung PSPT,INV,X abweicht. Durch die vorzeichenabhängige Steigung der Trägheits-Asymmetrie-Statik 55. X kann individuell eingestellt werden, welche Trägheit die Momentanreserveleistung des Wechselrichters 10.X bei einer gegebenen Spannungsverlaufsabweichung mit einem gegebenen positiven bzw. negativen Vorzeichen und einer damit zusammenhängenden individuellen Leistungsregelabweichung APINV,X aufweist. Figur 6 zeigt schematisch eine weitere Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Verfahrens, bei der die Droop-Regelung 51. X ergänzend oder alternativ zu Fig. 5 eine Droop- Asymmetrie- Statik 57. X aufweist. Die Droop-Asymmetrie-Statik 57. X kann dabei die Frequenzkonstante Kf ersetzen (vergleiche Fig. 4) oder alternativ dimensionslos ausgeführt und mit der Frequenzkonstante Kf multipliziert werden, ggf. im Rahmen einer entsprechend vorzeichenabhängigen Fallunterscheidung. Die Droop-Asymmetrie-Statik 57. X wird auf die individuelle Droop-Wechselrichter-Abweichung APxi angewendet und ergibt die Frequenzverschiebung Af, die letztlich den Spannungsverlauf 3 bestimmt.
Die Droop-Asymmetrie-Statik 57. X im Beispiel gemäß Fig. 6 weist eine vergleichsweise kleine Steigung für positive Werte und eine vergleichsweise hohe Steigung für negative Werte der individuelle Droop-Wechselrichter-Abweichung APxi auf. Dadurch wird einer positiven individuellen Droop-Wechselrichter-Abweichung APxi eine betragsmäßig deutlich kleinere Frequenzverschiebung Af, zugeordnet als einer betragsmäßig gleich großen negativen individuellen Droop-Wechselrichter-Abweichung APxi In alternativen Ausführungsformen können die Verhältnisse der Steigungen der positiven und negativen Hälften der Droop- Asymmetrie-Statik 57.X bedarfsweise genau umkehrt eingestellt werden.
Die Dynamik des resultierenden Spannungsverlaufs 3, der vom Wandler 30. X am Ausgang des Wechselrichters 10.X eingestellt wird, hängt somit über die Droop-Asymmetrie-Statik 57. X von der Richtung ab, in der die Austauschleistung PINV,X von der jeweiligen Droop-Kennlinien- Referenzleistung PSPT,X abweicht. Durch die vorzeichenabhängige Steigung der Droop- Asymmetrie-Statik 57.X kann individuell eingestellt werden, welchen Beitrag die Droop- Regelung 51.X zur Momentanreserveleistung des Wechselrichters 10.X bei einer gegebenen Spannungsverlaufsabweichung mit einem gegebenen positiven bzw. negativen Vorzeichen und einer damit zusammenhängenden individuellen Leistungsregelabweichung APINV,X bereitstellt.
Zusammenfassend kann mittels einer Asymmetrie-Statik gemäß Fig. 5 oder Fig. 6, insbesondere mit der Trägheits-Asymmetrie-Statik 55. X und/oder der Droop-Asymmetrie- Statik 57. X eine unterschiedliche Gewichtung der Abweichung der Austauschleistungen PINV,X von der jeweiligen Wechselrichter-Sollleistung PSPT,INV,X in Abhängigkeit vom Vorzeichen der Spannungsverlaufsabweichung, beispielsweise je nach Vorzeichen eines Netzfrequenzgradienten vorgenommen werden. Die Gewichtung kann dabei um mindestens den Faktor 2, bevorzugt um den Faktor 5 unterschiedlich sein. Besonders bevorzugt kann die Gewichtung, beispielsweise ausgedrückt als Betrag einer Trägheits- bzw. Frequenzkonstante oder als Steigung der Asymmetrie-Statik, um mindestens den Faktor 10 unterschiedlich sein, damit kann die Bereitstellung einer asymmetrischen Momentanreserveleistung insbesondere so eingestellt werden, dass eine Momentanreserveleistung weitgehend ausschließlich bei einem Vorzeichen der Spannungsverlaufsabweichung erzeugt wird und bei einer gegenläufigen Spannungsverlaufsabweichung mit dem anderen Vorzeichen deutlich reduziert ist oder sogar möglichst vollständig ausbleibt.
Figur 7 zeigt eine Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Verfahrens, bei der die Asymmetrie- Statik 55. X und/oder 57. X zusätzlich von der Netzfrequenz fNetz und optional von der Austauschleistung PINV,X des Wechselrichters 10.X abhängen. Abhängig von der aktuellen Netzfrequenz fNetz wird damit beispielsweise nur dann eine Momentanreserveleistung aufgrund eines Netzfrequenzgradienten und der dadurch hervorgerufenen individuellen Leistungsregelabweichung APINV,X bzw. Droop-Wechselrichter-Abweichung APxi bereitgestellt, wenn die Netzfrequenz fNetz in derselben Richtung von einer Nennfrequenz abweicht wie der Netzfrequenzgradient, also wenn z.B. eine Überfrequenz vorliegt und die Netzfrequenz fNetz weiter steigt. Im Umkehrschluss kann eine anhand der Asymmetrie-Statik an sich vorgesehene Momentanreserveleistung unterdrückt werden, wenn der Netzfrequenzgradient in Richtung der Nennfrequenz zeigt, also wenn beispielsweise eine Überfrequenz vorliegt und einer sowieso schon fallenden Netzfrequenz nicht unnötig entgegengewirkt werden soll. Die optionale Abhängigkeit der Asymmetrie-Statik 55. X und/oder 57. X von der Austauschleistung PINV,X des Wechselrichters 10.X kann als weiterer Freiheitsgrad genutzt werden, um beispielsweise eine Leistungsbegrenzung und/oder ein Totband für die Momentanreserveleistung zu definieren, so dass die Momentanreserveleistung auf eine maximale Austauschleistung beschränkt werden kann bzw. erst bei einer minimalen Austauschleistung einsetzt.
Die Figuren 16 und 17 zeigen beispielhafte Zeitverläufe der Soll- und Istwerte für eine Energieversorgungsanlage 11 und deren Wechselrichter 10.1 , 10.2 bei Verwendung eines Verfahrens einer der Figuren 5 bis 7 mit unterschiedlich parametrisierten Asymmetrie-Statiken 55. X, 57. X.
Figur 8 zeigt schematisch eine weitere konkrete Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Verfahrens. Abweichend zu den Figuren 4-7 wird im trägheitsgebenden Regler 53. X die individuelle Leistungsregel-Abweichung AP|Nv,x zu einem einstellbaren Anteil um den individuellen Abweichungs-Anteil APPOI,X an der Anlagen-Abweichung APPOI korrigiert. Der individuelle Abweichungs-Anteil APPOI, x an der Anlagen-Abweichung APPOI ergibt sich aus der Leistungs-Regelabweichung APPOI am Anlagenanschlusspunkt 26 und einer individuellen Normierung auf die relative Nennleistung des jeweiligen Wechselrichters 10.X.
Im Anlagenregler 53. X wird nun die in der trägheitsgebenden Reglung 53. X vormals ausschließlich verwendete individuelle Leistungsregel-Abweichung APINV.X mit einem ersten Gewichtungsfaktor Ki gewichtet. Der individuelle Abweichungs-Anteil APPOI, x an der Anlagen- Abweichung APPOI, x wird mit einem zweiten Gewichtungsfaktor K2 gewichtet. Diese gewichteten Anteile werden summiert und in der trägheitsgebenden Regelung 53. X ggf. mit einer Trägheits-Asymmetrie-Statik 55. X multipliziert und als individuelle Abweichung APx verwendet, um über ein Integrator 1/s und einen Trägheitsfaktor 1/Ha die Droop-Kennlinien- Referenzleistung PSPT,X als Ausgangswert zu generieren. Die Summe der Gewichtungsfaktoren Ki und K2, mit der die beiden Regelabweichungen gewichtet werden, ergibt dabei 1.
Es ist damit möglich, die Leistungs-Regelabweichung APINV.X am Wechselrichter 10.X gegenüber der Leistungs-Regelabweichung APPOi,x am Anlagenanschlusspunkt 26 schwächer zu gewichten, da ersterer Pfad eine größere Verzögerung aufweisen kann. Dies ergibt dann eine höhere Gewichtung der normierten Leistungs-Regelabweichung APPOi,x am Anlagenanschlusspunkt 26:
K1 = K& < K2 = l - K&
Dabei wird vom Anlagenregler 28 zu dem jeweiligen Wechselrichter 10. X der normierte, d.h. auf den Wechselrichter 10.X umgerechnete individuelle Abweichungs-Anteil APPoi,x der Anlagen-Abweichung APPOi der Leistung PPoi am Netzanschluss 26 gegenüber dem Anlagen- Sollwert PSPT.POI übermittelt und über den zweiten Gewichtungsfaktor K2 relativ gegenüber der individuellen Leistungsregel-Abweichung APINV.X gewichtet in der trägheitsgebenden Regelung 53. X zur Berechnung der Droop-Kennlinien-Referenzleistung PSPT,X verwendet. Dies dient der Inertia-Genauigkeit am Netzanschluss 26.
Die Übermittlung dieser Information kann bei Vorhandensein von Kommunikationsverzögerungen bei der Übertragung der individuellen Austauschleistungen PINV,X der Wechselrichter 10.X in der Anlage 11 an den Anlagenregler 18 nützlich sein. Es kann damit die Dynamik beim Dispatching verbessert werden.
Alternativ oder zusätzlich kann der individuelle Abweichungs-Anteil APPOI, x an der Anlagen- Abweichung APPOI der Leistung PPOI am Netzanschlusspunkt 26 auch im Wechselrichter 10.X gebildet werden, wenn die dazu notwendigen Signale, insbesondere die Anlagen-Abweichung APPOI an den Wechselrichter 10.X übertragen werden.
Die individuelle Abweichung APx eines Wechselrichters 10.X in der Anlage 11 , welche resultierend dem Inertia-Integrator der trägheitsgebenden Regelung 53. X des Wechselrichters 10.X zugeführt wird, lässt sich z. B. folgendermaßen berechnen:
Figure imgf000023_0001
APX = Ka
Figure imgf000024_0002
Typischerweise ist
Figure imgf000024_0001
Dies erlaubt ein Zurverfügungstellen einer Momentanreserve, auch Plant-Level-Inertia genannt, und zugleich eine genaue Regelung am Wechselrichter 10.X mit dem beschriebenen Leistungs-Dispatching im Zuteiler 32 des Anlagenreglers 28, sowie eine genaue Regelung der Gesamt-Austauschleistung PPOI am Netzanschluss 26.
In Figur 8 ist zusätzlich das optionale Verzögerungsglied 34 dargestellt. Hierdurch wird bei der Bildung der Anlagen-Abweichung APPOI der Anlagen-Sollwert PSPT.POI um D Abtastschritte gegenüber dem Rückkoppelsignal der Gesamt-Austauschleistung PPOI verzögert. Damit lässt sich die Dynamik des Führungsverhalten im Zusammenhang mit der der Gesamt- Austauschleistung PPOI am Netzanschluss 26 verbessern.
Die Anzahl der Abtastschritte D und damit die Verzögerungszeit kann abhängig von den Kommunikationsverzögerungen bei der Datenübertragung und Signalverarbeitung zwischen Anlagenregler 28 und Wechselrichter 10.X sowie den Totzeiten bei der Messwerteerfassung der Gesamt-Austauschleistung PPOI eingestellt werden. Ein Rate-Limiter einer Vorsteuerung (vergleiche Figur 7) kann auch einen Einfluss auf die Wahl der Abtastschritte D haben. Je langsamer vorgesteuert wird, desto größer ist die Anzahl der Abtastschritt D zu wählen.
Dies ermöglicht eine zufriedenstellende Funktionsweise trotz Verzögerungen in der Übermittlung benötigter Daten zwischen Wechselrichter 10.X und Anlagenregler 28. Die Schwingungsneigung wird geringgehalten, und die Einregelgeschwindigkeit wird verbessert.
Die Figur 19 zeigt beispielhafte Zeitverläufe der Soll- und Istwerte für eine Energieversorgungsanlage 11 und deren Wechselrichter 10.1 , 10.2 bei Verwendung des Verfahrens gemäß Fig. 8. Insgesamtweist die Ausführungsform der Energieversorgungsanlage 11 gemäß Fig. 8 eine reduzierte Schwingungsneigung auf, wobei Totzeiten bei der Datenübertragung berücksichtigt und die Synchronität von verschiedenen Datenkanälen verbessert werden.
Figur 9 zeigt schematisch eine Ausführungsform der Energieversorgungsanlage 11 mit verbesserter Synchronität. Durch die Einführung eines Verzögerungsglieds 36 mit der Verzögerungskonstante D2 im Anlagenregler 28 kann die Rückkopplung der Gesamt- Austauschleistung PPOI der Anlage verzögert und damit besser mit der Rückkopplung der gemessenen Austauschleistungen PINV,X der Wechselrichter 10.X synchronisiert werden. So kann Schwingungen entgegengewirkt werden. Dieses Verzögerungsglied 36 kann auch mit weiteren Ausführungsbeispielen dieser Anmeldung kombiniert werden.
Durch die Verzögerung der Rückkopplung der Gesamt-Austauschleistung PPOi um D2 Abtastschritte durch das Verzögerungsglied 36 kann die Rückkopplung der Gesamt-Austauschleistung PPOI mit der Summe der gemessenen individuellen Austauschleistungen PINV.X der Wechselrichter 10.X, welche insbesondere aufgrund von Kommunikationslatenzen verzögert an den Anlagenregler 28 übertragen werden, synchronisiert werden. Dies kann für die Berechnung von sinnvollen individuellen Korrekturwerten PCOR,X verwendet werden. Hierdurch kann die Synchronität zwischen der wechselrichterseitigen und der anlagenseitigen Messung verbessert werden. Dadurch kann die Schwingungsneigung bei transienten Ereignissen verringert werden, und die Ermittlung der Verlustleistung PLOSS zur genauen Einstellung der Gesamt-Austauschleistung PPOI wird verbessert. Die Figur 18 zeigt beispielhafte Zeitverläufe der Soll- und Istwerte für eine Energieversorgungsanlage 11 und deren Wechselrichter 10.1 , 10.2 bei Verwendung des Verfahrens gemäß Fig. 9.
Figur 10 zeigt schematisch eine Ausführungsform der Energieversorgungsanlage mit Vorsteuerung zur Verbesserung des Führungsverhalten der Energieversorgungsanlage 10. Durch die gezeigte Ausführungsform mit einer Doppelvorsteuerung, die vom Anlagenregler 28 mit einstellbarer Gewichtung sowohl in die jeweilige trägheitsgebende Regelung 53. X als auch in die jeweilige Droop-Regelung 51. X eingreifen kann, kann ein schnelles Führungsverhalten für die Gesamt-Austauschleistung PPOi am Netzanschluss 26 und gleichzeitig eine Trägheit in Bezug auf das Störverhalten bei Spannungsverlaufsabweichungen im Netz 24 realisiert werden.
Über den in Figur 10 dargestellten oberen Pfad kann eine Vorsteuerung des Anlagen-Sollwerts PSPT.POI in auf den Wechselrichter 10.X normierter Form PSPT.POI, x auf den gestellten Spannungswinkel 3 und auf die gestellte Droop-Kennlinien-Referenzleistung PSPT,X oder alterativ auf die Sollfrequenz fSPT der Netzspannung im jeweiligen Wechselrichter 10.X einwirken. Der auf den Wechselrichter 10.X normierte Anlagen-Sollwert PSPT.POI wird auch als individueller Anteil PSPT.POI, x am Anlagen-Sollwert PSPT.POI bezeichnet und hier als Vorsteuerungswert verwendet. Die Droop-Regelung 51 .X wandelt die Droop-Kennlinien- Referenzleistung PspT,x in einen entsprechenden Phasenwinkel 3 um.
Es erfolgt über den Vorsteuerungswert und einen ersten Korrekturfaktor KXP eine schnelle Anpassung der Droop-Kennlinien-Referenzleistung PSPT,X der Droop-Regelung 51. X an einen geänderten Anlagen-Sollwert PSPT.POI, d.h. an eine neue Lastsituation, so dass der träge Inertia-Integrator der Trägheitsregelung 53. X die Droop-Kennlinien-Referenzleistung PSPT,X nicht erst langsam nachführen muss. Über den Vorsteuerungswert und einen zweiten Korrekturfaktor KXa wird der von der Droop-Reglung berechnete Phasenwinkel A direkt an einen geänderten Anlagen-Sollwert PSPT.POI angepasst. Dies erhöht die Dynamik und verringert Schwingungsneigung.
Vom Anlagenregler 28 zu den Wechselrichtern 10.X werden dazu die individuellen Anteile PSPT.POI, x am Anlagen-Sollwert PSPT.POI an die jeweiligen Wechselrichter 10. X übermittelt. Dies entspricht der auf die relative Nennleistung des Anlagen-Sollwerts PSPT, POI normierten Sollleistung des Wechselrichters 10.X. Hiermit kann eine Vorsteuerung für eine schnelle Umsetzung der Leistungssollwertvorgaben am Netzanschluss 26 realisiert werden. Außerdem wird ein schnelles Führungsverhalten für die individuelle Austauschleistung PINV,X und damit die Gesamt-Austauschleistung PPOI ermöglicht.
Über den ersten Korrekturfaktor KXP und den zweiten Korrekturfaktor KXa können die Vorsteuerpfade gegeneinander gewichtet werden.
Durch zusätzliche Limitierungsglieder lassen sich die Amplitude und Änderungsrate der Vorsteuerung begrenzen. Hierdurch können sprunghafte Änderungen, Überschwingen und Dämpfung der Anregung von Resonanzen reduziert oder vermieden werden.
Die Figuren 20 bis 22 zeigen beispielhafte Zeitverläufe der Soll- und Istwerte für eine Energieversorgungsanlage 11 und deren Wechselrichter 10.1 , 10.2 bei Verwendung des Verfahrens gemäß Fig. 10, wobei in Fig. 20 keine Kommunikationsverzögerung und in Fig. 21 eine signifikante Kommunikationsverzögerung der Übertragung der Austauschleistungen PINV,X der Wechselrichter 10.1 , 10.2 an den Anlagenregler 28 angenommen wird, und wobei die Kommunikationsverzögerung in Fig. 22 mittels eines Verzögerungsglieds 36 (vergleiche Fig. 9) berücksichtigt wird.
Figur 11 zeigt beispielhaft eine Ausführungsform der Energieversorgungsanlage 11 , bei der verschiedene Ausführungsbeispiele kombiniert wurden. In der Ausführungsform gemäß Fig. 11 ist zudem die in Fig. 10 dargestellte Doppelvorsteuerung der trägheitsgebenden Regelung 53.X und der Droop-Regelung 51. X dahingehend modifiziert, dass der Vorsteuerungswert durch eine gewichtete Summe aus dem individuellen Anteil des Wechselrichters am Anlagen- Sollwert PSPT.POI, x und der individuellen Wechselrichter-Sollleistung PSPT,INV,X gebildet wird. Die gewichtete Summe wird dabei mittels zweier Korrekturfaktoren ( 3,K4) gebildet wird, deren Summe bevorzugt gleich eins ist. Es sind auch andere Kombinationen der dargestellten Ausführungsbeispiele möglich, insbesondere mit Verwendung einer Asymmetrie-Statik 55. X, 57. X in der trägheitsgebenden Regelung 53. X und/oder in der Droop-Regelung 51 .X.
Die in den Figuren dargestellten Ausführungsbeispiele bieten eine zufriedenstellende Funktionsweise hinsichtlich des Führungs- und Störverhaltens der Energieversorgungsanlage 11 trotz etwaiger kommunikationstechnisch bedingter Verzögerungen in der Übermittlung benötigter Daten zwischen Wechselrichter 10.X und Anlagenregler 28. Auch bei etwaigen Unterschieden in der Verzögerung auf verschiedenen Übermittlungskanälen wird die Schwingungsneigung geringgehalten. Dies gilt insbesondere auch für das Ausführungsbeispiel von Figur 11 oder 12, wo mehrere Funktionalitäten gemeinsam realisiert werden.
Vorteilhaft ist insbesondere, dass auch im Ausführungsbeispiel von Figur 11 , wo die Einzelfunktionen aus den Figuren 4 bis 10 kombiniert realisiert sind, eine Entkopplung der Einzelfunktionen immer noch gegeben ist. Dies dient zur Reduktion nachteiliger Interaktionen untereinander und hat eine Reduktion der Schwingungsneigung und damit einhergehend eine Verbesserung der Einregelgeschwindigkeit zur Folge.
Die Figuren 23 und 24 zeigen beispielhafte Zeitverläufe der Soll- und Istwerte für eine Energieversorgungsanlage 11 und deren Wechselrichter 10.1 , 10.2 bei Verwendung des Verfahrens gemäß Fig. 11 in verschiedenen Varianten.
In den folgenden Figuren 12 bis 24 werden Zeitverläufe von Sollwerten und Istwerten von Leistungen PPOi an einem Netzanschlusspunkt 26 und Leistungen PINV,X an einzelnen Wechselrichtern 10.X einer Energieversorgungsanlage 11 dargestellt. Anhand dieser Figuren werden im Folgenden verschiedene Eigenschaften der Regelungen entsprechend der Fig. 1 bis 11 diskutiert. Dabei wird ohne Einschränkung der Allgemeingültigkeit eine beispielhafte Energieversorgungsanlage 11 betrachtet, die genau zwei Wechselrichter 10.1 , 10.2 umfasst. Dabei werden die Leistungen der Wechselrichter 10.1 , 10.2 von ihren jeweiligen Regelungen 50.1 , 50.2 geregelt, die wiederum von dem Anlagenregler 28 beeinflusst werden, so dass die Gesamt-Austauschleistung der Energieversorgungsanlage 11 mit dem Netz 24 von dem Anlagenregler 28 geregelt wird und eine Momentanreserveleistung am Netzanschluss 26 bereitgestellt wird. Die Energieversorgungsanlage 11 kann weitere Senken oder Quellen umfassen, deren Einfluss in einer Verlustleistung PLOSS zusammengefasst sind, beispielsweise Komponenten wie Trafos, Kabel, Hilfsaggregate oder kleinere Erzeugungseinheiten, die nicht durch die Anlagenregelung angesteuert werden.
Die obere Graphik („Netzfrequenz“) in den Figuren 12 bis 24 zeigt jeweils einen beispielhaften Zeitverlauf der Netzfrequenz des Netzes 24, hier bezeichnet als „f_GRID“. Die jeweils mittlere Graphik („Plant Level“) zeigt die Zeitverläufe des Anlagen-Sollwerts PSPT.POI, hier bezeichnet als P_POI_REF, und der Gesamt-Austauschleistung PPOi, hier bezeichnet als P_POI. Die jeweils untere Graphik („Inverter Level“) zeigt die Zeitverläufe der zwei individuellen Wechselrichter-Sollleistungen PSPT,INV,X, hier bezeichnet als P_1_REF und P_2_REF, und der zwei zugehörigen individuellen Austauschleistungen PINV.X, hier bezeichnet als P_1 und P_2. Damit repräsentieren P_1_REF und P_2_REF die Sollwerte und P_1 und P_2 die Istwerte der Wechselrichter 10.1 und 10.2 der Energieversorgungsanlage 11 , deren Sollleistung P_POI_REF im Wesentlichen auf die Sollwerte P_1_REF und P_2_REF aufgeteilt wird und deren Gesamtleistung P_POI am Netzanschlusspunkt 26 im Wesentlichen die Leistungen P_1 und P_2 umfasst.
Die Figuren 12 bis 24 zeigen resultierende Zeitverläufe bei Anwendung verschiedener Ausführungsformen des anmeldungsgemäßen Verfahrens in der Energieerzeugungsanlage 11. Dabei sind beispielhaft konkret Wirkleistungen (Active Power) dargestellt, wobei die Wirkleistungen auf die Nennleistung der Anlage 11 insgesamt (Plant Level, jeweils mittleres Bild) bzw. auf die Nennleistung des jeweiligen einzelnen Wechselrichters 10.1 , 10.2 (Inverter Level, unteres Bild) normiert sind (Einheit „pu“ = „per unit“).
Die Zeitverläufe der Netzfrequenz f_GRID und des Anlagen-Sollwerts P_POI_REF sind in den Figuren 12 bis 24 jeweils identisch. Zusätzlich wirken identische individuelle Offset- Werte POFS,X (nicht dargestellt) auf die Aufteilung des Anlagen-Sollwerts P_POI_REF auf die individuellen Wechselrichter-Solleistungen P_1_REF und P_2_REF ein.
Die Zeitverläufe der Figuren 12 bis 24 weisen folgende Abschnitte mit jeweils spezifischen Randbedingungen auf: t < t die Netzfrequenz f_GRID entspricht einer Nennfrequenz f|NiT des Netzes 24 und beträgt beispielsweise 50 Hz; der Anlagen-Sollwert P_POI_REF und die Offset-Werte POFS.X sind gleich null.
Ti < t < t2: die Netzfrequenz f_GRID entspricht weiterhin der Nennfrequenz f|NiT des Netzes 24; der Anlagen-Sollwert P_POI_REF beträgt +0,3 pu; die Offset-Werte POFS,X sind weiterhin gleich null.
T2 < t < t3: die Netzfrequenz f_GRID entspricht weiterhin der Nennfrequenz fiNu; der Anlagen- Sollwert P_POI_REF beträgt weiterhin +0,3 pu; der Offset-Wert POFS.I für Wechselrichter 10.1 ist von null auf +0,1 pu geändert, der Offset-Wert POFS,2 für Wechselrichter 10.2 ist von null auf -0,1 pu geändert. T3 < t < t4: die Netzfrequenz f_GRID sinkt mit konstanter Rate von der Nennfrequenz f|NiT auf einen kleineren Wert T; der Anlagen-Sollwert P_POI_REF beträgt weiterhin +0,3 pu; die Offset- Werte POFS,X betragen weiterhin +0,1 pu bzw. -0,1 pu.
T4 < t < ts: die Netzfrequenz f_GRID weist den gegenüber der Nennfrequenz f|NiT verringerten Wert fi auf; der Anlagen-Sollwert P_POI_REF beträgt weiterhin +0,3 pu; die Offset-Werte POFS,X betragen weiterhin +0,1 pu bzw. -0,1 pu.
T5 < t < te: die Netzfrequenz f_GRID weist weiterhin den verringerten Wert fi auf; der Anlagen- Sollwert P_POI_REF beträgt weiterhin +0,3 pu; die Offset-Werte POFS.X sind von +/-0, 1 pu auf null geändert.
T6 < t < t?: die Netzfrequenz f_GRID weist weiterhin den verringerten Wert fi auf; der Anlagen- Sollwert P_POI_REF ist auf -0,2 pu geändert; die Offset-Werte POFS.X sind weiterhin gleich null.
T? < t < ts: die Netzfrequenz f_GRID steigt mit konstanter Rate von der Frequenz h auf die Nennfrequenz fiNu; der Anlagen-Sollwert P_POI_REF beträgt weiterhin -0,2 pu; die Offset- Werte POFS.X sind weiterhin gleich null.
T > ts: die Netzfrequenz f_GRID entspricht der Nennfrequenz f|NiT des Netzes 24; der Anlagen- Sollwert P_POI_REF beträgt weiterhin -0,2 pu; die Offset-Werte POFS,X sind weiterhin gleich null.
Fig. 12 zeigt das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 mit einer konventionellen Regelung entsprechend Fig. 1 , bei der die Regelung 20. X spannungseinprägend ausgelegt ist und die Gesamt-Austauschleistung P_POI im Anlagenregler 28 mittels des Reglers 15 verarbeitet wird. Der Regler 15 ist dabei als Integralregler oder als Proportional-Integral-Regler ausgeführt und regelt die Abweichung zwischen der Gesamt-Austauschleistung P_POI und dem Anlagen-Sollwert P_POI_REF zu null, indem der Anlagen-Sollwert P_POI_REF bei einer solchen Abweichungen entsprechend modifiziert, an den Zuteiler 16 weitergegeben und dort unter Berücksichtigung der Offset-Werte POFS.X auf die Wechselrichter-Sollleistungen P_1_REF, P_2_REF aufgeteilt wird.
Fig. 12 zeigt, dass durch die Verstärkung des Integralanteils im Regler 15 des Anlagenreglers 28 ein schnelles Führungsverhalten bei Änderungen des Anlagen-Sollwertes P_POI_REF und eine schnelle Ausregelung des Regelfehlers der Gesamtaustauschleistung P_POI erreicht wird, siehe insbesondere den Verlauf der Gesamt-Austauschleistung P_POI an den Zeitpunkten h und te. Andererseits weist der Verlauf der Gesamt-Austauschleistung P_POI an den Zeitpunkten ti und te ein deutliches Überschwingen auf. Nachteilig am Verhalten gemäß Fig. 12 der Energieerzeugungsanlage 11 mit einer Regelung gemäß Fig. 1 ist zudem, dass die Reaktionen der spannungseinprägenden Regelungen 20. X im Falle der Frequenzänderung zwischen t3 und t4 bzw. zwischen t? und ts vom Anlagenregler 28 als Regelabweichung am Netzanschluss 28 wahrgenommen und aufgrund des Integralanteils im Regler 15 ausgeregelt werden, indem die individuellen Wechselrichter- Sollleistungen P_1_REF, P_2_REF geändert werden. In Fig. 12 entspricht die Gesamt- Austauschleistung P_POI daher bereits kurz nach den Zeitpunkten t3 bzw. t7 wieder dem Anlagen-Sollwert P_POI_REF.
Fig. 13 zeigt das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 mit der Regelung entsprechend Fig. 3 oder Fig. 4, bei der insbesondere im Vergleich zu der Regelung gemäß Fig. 1 kein Regler 15 mit Integralanteilen im Anlagenregler 28 verwendet wird. Stattdessen wird eine Regelabweichung zwischen Gesamt-Austauschleistung P_POI und Anlagen-Sollwert P_POI_REF im Anlagenregler 28 unter Berücksichtigung der gemessenen und an den Anlagenregler 28 übertragenen individuellen Austauschleistungen P_1 , P_2 der Wechselrichter 10.1 , 10.2 sowie der gemessenen oder ermittelten Gesamt-Austauschleistung P_POI korrigiert, indem die individuellen Wechselrichter-Sollleistungen P_1_REF, P_2_REF im Zuteiler 32 unter zusätzlicher Berücksichtigung der jeweiligen Offset-Werte POFS,X angepasst werden. Es resultiert eine hohe stationäre Leistungsgenauigkeit sowohl an den Wechselrichtern 10.1 , 10.2 als auch am Netzanschluss 26. Das Einschwingverhalten nach einer Änderung des Anlagen-Sollwertes P_POI_REF selbst oder der Wechselrichter-Sollleistungen P_1_REF, P_2_REF bei Änderung der Offset-Werte POFS.X hängt dabei von der Para- metrierung der netzformenden Regelung 50. X in den Wechselrichtern 10.1 , 10.2 ab, in der Ausführungsform gemäß Fig. 4 insbesondere vom Trägheitsfaktor 1/HS so dass eine umso höhere Trägheitskonstante Hs ein umso langsameres Einschwingen auf den geänderten Sollwert bedingt.
Fig. 14 zeigt das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 mit der Regelung entsprechend Fig. 4, bei der ein optionaler Verstärkungsfaktor Kc im Zuteiler 32 des Anlagenreglers 28 verwendet wird, um die Messwerte P_POI und/oder P_1 , P_2 zu kalibrieren. Damit können die im Zuteiler 32 ermittelten, normierten und ggf. Offset-verschobenen Anteile der Wechselrichter 10.1 , 10.2 an der Anlagen-Sollleistung P_POI_REF um eine einstellbare, normierte Regelabweichung zwischen Gesamt-Austauschleistung P_POI und Anlagen- Sollwert P_POI_REF korrigiert werden, insbesondere um etwaige Messungenauigkeiten an den Wechselrichtern 10.1 , 10.2 und/oder am Netzanschluss 26 bedarfsweise mit einstellbarer Gewichtung zu kompensieren. Der Verstärkungsfaktor Kc weist zum Zeitpunkt ti zunächst den Wert 0 auf, d.h. eine gegebene Abweichung der Summe der Austauschleistungen P_1 , P_2 der Wechselrichter 10.1 , 10.2 von der Gesamt-Austauschleistung P_POI wird nicht kompensiert. In der Mitte zwischen t1 und t2 wird der Verstärkungsfaktor Kc von 0 auf 0.5 geändert. Dadurch verringert sich die Abweichung der Gesamt-Austauschleistung P_POI und Anlagen-Sollwert P_POI_REF bei einer gegebenen Verlustleistung PLOSS, die jedoch unterkompensiert bleibt. In der Mitte zwischen t5 und t6 wird der Verstärkungsfaktor Kc von 0.5 auf 1 geändert, so dass die Verlustleistung PLOSS exakt kompensiert wird und die Gesamt- Austauschleistung P_POI im stationären Zustand dem Anlagen-Sollwert P_POI_REF entspricht. In der Mitte zwischen t6 und t7 wird der Verstärkungsfaktor Kc von 1 auf 1.5 geändert, so dass die Abweichung der Summe der Austauschleistungen P_1 , P_2 der Wechselrichter 10.1 , 10.2 von der Gesamt-Austauschleistung P_POI überkompensiert wird. Dieses Beispiel ist insofern idealisiert, als keine Messungenauigkeiten auftreten und daher mit einem Verstärkungsfaktor Kc mit dem Wert 1 die Verlustleistung PLOSS genau kompensiert wird.
Die Verwendung der Regelung aus Fig. 4 ist insbesondere geeignet für Energieversorgungsanlagen 11 mit geringen Kommunikationsverzögerungen bei der Informationsweitergabe zwischen Anlagenregler 28 und den Wechselrichtern 10.X. Falls jedoch insbesondere die Rückmeldung der Leistungsistwerte P_1 , P_2 an den Anlagenregler 28 verzögert erfolgt, können Schwingungen auftreten, und das Führungs- und Störverhalten kann insgesamt verlangsamt werden.
Fig. 15 zeigt das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 , bei der die Wechselrichter 10.1 , 10.2 jeweils eine netzformende Regelung 50. X aufweisen, die beispielsweise gemäß Fig. 4 ausgeführt ist, wobei die Wechselrichter 10.1 und 10.2 unterschiedliche Trägheitsfaktoren 1/HS verwenden. Dadurch reagiert der Wechselrichter 10.1 auf die der Frequenzänderungen zwischen t3 und t4 bzw. zwischen t? und ts mit einer deutlichen symmetrischen Änderung seiner Austauschleistung P_1 , während der Wechselrichter 10.2 praktische keine Reaktion auf die Frequenzänderungen zwischen t3 und t4 bzw. zwischen t? und ts zeigt. Die Energieerzeugungsanlage 11 insgesamt erzeugt dadurch am Netzanschluss 26 eine symmetrische Momentanreserveleistung, die im Wesentlichen aus dem symmetrischen Beitrag des Wechselrichters 10.1 besteht und insbesondere einem Netzfrequenzgradienten entgegenwirkt.
Die Figuren 16 und 17 zeigen das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 mit einer Regelung gemäß einer der Figuren 5 bis 7, wobei durch unterschiedliche Einstellung der Asymmetrie-Statiken 55.X und/oder 57. X in den Regelungen 50.1 , 50.2 der Wechselrichter
10.1. 10.2 verschiedene asymmetrische Momentanreserveleistungen durch die Wechselrichter 10.1. 10.2 bereitgestellt werden, die wiederum eine symmetrische bzw. asymmetrische Momentanreserveleistung der Energieerzeugungsanlage 11 am Netzanschluss 26 ergeben.
Fig. 16 zeigt das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 , bei der die Wechselrichter
10.1 , 10.2 identische Asymmetrie-Statiken aufweisen, die so eingerichtet sind, dass die Wechselrichter 10.1 , 10.2 und damit die Energieerzeugungsanlage insgesamt asymmetrische Momentanreserveleistung bereitstellen. Konkret sind die Asymmetrie-Statiken so eingestellt, dass die Wechselrichter 10.1 , 10.2 auf den positiven Netzfrequenzgradienten zwischen t7 und t8 mit einer deutlich größeren Änderung der Austauschleistungen P_1 und P_2 reagieren als auf den negativen Netzfrequenzgradienten zwischen t3 und t4. Dieses Verhalten kann insbesondere vorteilhaft sein, um mittels der Energieerzeugungsanlage eine insgesamt asymmetrische Momentanreserveleistung bereitzustellen.
Fig. 17 zeigt das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 , bei der die Wechselrichter 10.1 , 10.2 unterschiedliche Asymmetrie-Statiken aufweisen, die so eingerichtet sind, dass die Wechselrichter 10.1 , 10.2 jeweils spiegelbildlich asymmetrische Momentanreserveleistung bereitstellen, so dass die Energieerzeugungsanlage insgesamt wiederum symmetrische Momentanreserveleistung bereitstellt. Konkret kann dazu die Asymmetrie-Statik der Regelung 50.1 des Wechselrichters 10.1 so eingestellt sein, dass der Wechselrichter 10.1 auf den negativen Netzfrequenzgradienten zwischen t3 und t4 mit einer deutlich größeren Änderung der Austauschleistungen P_1 reagiert als auf den positiven Netzfrequenzgradienten zwischen t7 und t3, während der Wechselrichter 10.2 gerade gegenläufig auf den positiven Netzfrequenzgradienten zwischen t7 und t3 mit einer deutlich größeren Änderung der Austauschleistungen P_2 reagiert als auf den negativen Netzfrequenzgradienten zwischen t3 und t4. Die Gesamt-Austauschleistung P_POI verhält sich insbesondere hinsichtlich der Netzfrequenzänderungen unabhängig vom Vorzeichen des Netzfrequenzgradienten mit betragsmäßig gleichen Änderungen, so dass die Energieerzeugungsanlage 11 insgesamt eine symmetrische Momentanreserveleistung bereitstellt.
Das Verhalten gemäß Fig. 17 kann insbesondere in einer Energieerzeugungsanlage 11 vorteilhaft angewendet werden, deren Wechselrichter 10.1 , 10.2 zumindest zum Teil lediglich asymmetrische Momentanreserveleistung bereitstellen können, z.B. aufgrund von Beschränkungen der an die Wechselrichter 10.1 , 10.2 angeschlossenen Energieerzeuger oder Verbraucher, die ihre elektrische Leistung z.B. im Wesentlichen nur in eine Richtung frei ändern können. Eine solche Energieerzeugungsanlage 11 kann mittels des anmeldungsgemäßen Verfahrens trotzdem insgesamt symmetrische Momentanreserveleistung bereitstellen, indem ein asymmetrisches Verhalten einzelner Wechselrichter 10.1 durch ein spiegelbildlich asymmetrisches Verhalten anderer Wechselrichter 10.2 der Energieerzeugungsanlage 11 ausgeglichen wird.
Die in den Figuren 15 und 16 zu den Zeitpunkten t2 und ts auftretenden Schwankungen der Gesamt-Austauschleistung P_POI werden durch ein betragsmäßig unterschiedliches Verhalten der Wechselrichter 10.1 , 10.2 bei der Änderung der Offset- Werte POFS.I und POFS,2 hervorgerufen und sind an sich unerwünscht, da sich lediglich die Aufteilung des Anlagen- Sollwert PSPT.POI auf die Wechselrichter 10.1, 10.2 ändern soll, während der Anlagen-Sollwert PSPT.POI gleichbleibt und die Gesamt-Austauschleistung P_POI entsprechend konstant bleiben sollte. Solche unerwünschten Schwankungen der Gesamt-Austauschleistung P_POI können insbesondere mittels einer Vorsteuerung gemäß Fig. 11 reduziert werden.
Fig. 18 zeigt das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 mit einer Regelung entsprechend Fig. 9, bei der mögliche Kommunikationsverzögerungen mittels eines Verzögerungsglieds 36 mit der Verzögerungskonstante D2 im Anlagenregler 28 berücksichtigt werden können, um die Kommunikationsverzögerungen bei der Übertragung der Leistungsistwerte P_1 , P_2 und der Gesamt-Austauschleistung P_POI einander anzugleichen. Dadurch sind insbesondere Schwingungen bei Änderungen des Anlagen-Sollwerts P_POI_REF deutlich reduziert.
Fig. 19 zeigt das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 mit einer Regelung entsprechend Fig. 8, bei der - alternativ oder zusätzlich zum Verzögerungsglied 36 gemäß Fig. 9 - die individuelle Leistungsregel-Abweichung APINV.X im trägheitsgebenden Regler 53. X der Wechselrichter 10.X zu einem einstellbaren Anteil um den individuellen Abweichungs- Anteil APPOI,X des jeweiligen Wechselrichters 1O.Xan der Anlagen-Abweichung APPOI korrigiert wird. Dadurch kann die Schwingungsneigung auch bei signifikanten Kommunikationsverzögerungen insbesondere bei Änderungen des Anlagen-Sollwerts P_POI_REF weiter verringert und das Führungsverhalten verbessert werden.
Fig. 20 zeigt das Verhalten einer Energieerzeugungsanlage 11 mit einer Regelung gemäß Fig. 10, bei der mittels einer Vorsteuerung, die vom Anlagenregler 28 mit einstellbarer Gewichtung sowohl in die jeweilige trägheitsgebende Regelung 53. X als auch in die jeweilige Droop- Regelung 51. X eingreift, sowohl die Dynamik als auch das Führungsverhalten der Regelung weiter verbessert ist. In Abwesenheit wesentlicher Kommunikationsverzögerungen in der Energieversorgungsanlage 11 wird der Anlagen-Sollwert P_POI_REF mit hoher stationärer Leistungsgenauigkeit auf die Wechselrichter 10.1, 10.2 aufgeteilt, wobei durch die Rückkopplung von sowohl der Gesamt-Austauschleistung P_POI als auch der individuellen Austauschleistungen P_1, P_2 der Wechselrichter 10.1, 10.2 in den Anlagenregler 28 eine hohe stationäre Leistungsgenauigkeit am Netzanschluss 26 erreicht wird. Dabei wird insbesondere durch die Vorsteuerung eine hohe Dynamik bei Änderungen des Anlagen- Sollwerts P_POI_REF erzielt und das Führungsverhalten der Energieversorgungsanlage 11 weiter verbessert. Die Dynamik bei Änderungen der Leistungsaufteilung zwischen den Wechselrichtern 10.1 , 10.2 sowie bei Frequenzänderungen der Netzfrequenz erfolgt entsprechend der eingestellten Trägheit der trägheitsgebenden Regler 53. X in den Wechselrichtern 10.X. Fig. 21 zeigt das Verhalten der Energieerzeugungsanlage 11 mit der Regelung gemäß Fig. 10, wobei im Unterschied zu Fig. 20 eine signifikante Kommunikationsverzögerung der Übertragung der Austauschleistungen P_1, P_2 der Wechselrichter 10.1, 10.2 an den Anlagenregler 28 vorliegt. Dadurch treten bei Änderungen des Anlagen-Sollwerts P_POI_REF, beispielsweise an den Zeitpunkten ti und te, wiederum Schwingungen der Austauschleistungen P_1, P_2, insbesondere ein dynamisches Unterschwingen auf, das sich unter Umständen auch in die Gesamt-Austauschleistung P_POI fortsetzen kann. Zudem ist dadurch das Führungs- sowie Störverhalten und somit das Einschwingverhalten der Energieversorgungsanlage 11 insgesamt verlangsamt.
Fig. 22 zeigt das Verhalten der Energieerzeugungsanlage 11 mit der Regelung gemäß Fig. 10 bei Vorliegen einer signifikanten Kommunikationsverzögerung, wobei die Kommunikationsverzögerungen im Anlagenregler 28 zusätzlich durch Anwendung eines Verzögerungsglieds 36 auf die gemessene oder ermittelte Gesamt-Austauschleistung P_POI gemäß Fig. 6 berücksichtigt wird.
Fig. 23 zeigt das Verhalten der Energieerzeugungsanlage 11 mit der Regelung gemäß Fig. 11 bei Vorliegen einer signifikanten Kommunikationsverzögerung und mit Korrektur der individuellen Leistungsregel-Abweichung APINV.X im trägheitsgebenden Regler 53. X mit Ki=0,3 und K2=0,7, jedoch ohne eine Verzögerung durch das Verzögerungsglied 34.
Fig. 24 zeigt das Verhalten der Energieerzeugungsanlage 11 mit der Regelung gemäß Fig. 11 bei Vorliegen einer signifikanten Kommunikationsverzögerung, wobei abweichend zu Fig. 21 die Kommunikationsverzögerungen im Anlagenregler 28 zusätzlich durch Anwendung eines Verzögerungsglieds 36 auf die gemessene oder ermittelte Gesamt-Austauschleistung P_POI gemäß Fig. 6 berücksichtigt wird.
BEZUGSZEICHENLISTE
10.X Wechselrichter
11 Energieversorgungsanlage
15 Integralregler
16 Zuteiler
20.X Regelung des Wechselrichters
Wechselspannungsnetz
26 Netzanschluss
28 Anlagenregler 30.X Wandler 32 Zuteiler 34, 36 Verzögerungsglieder
50.X Regelung des Wechselrichters
51.X Droop-Regelung
53.X trägheitsgebende Regelung
55.X, 57.X Asymmetrie- Statik
P|NV,X individuelle Austauschleistung des Wechselrichters PlNV Summe der individuellen Austauschleistungen PPOI Gesamt-Austauschleistung PsPT.POl Anlagen-Sollwert
AS Spannungsverlaufsabweichung $ Spannungsverlauf PsPT.X Droop-Kennlinien-Referenzleistung PsPT,INV,X Wechselrichter-Sollleistung PcOR Gesamt-Leistungsabweichung
Kl, K2, K3, K4 Gewichtungsfaktor APPOI Anlagen Abweichung KXP Kxa Korrekturfaktoren PSPT.POI ,x individueller normierter Anteil am Anlagen-Sollwert APPOI,X individueller normierter Anteil an der Anlagen-Abweichung APxi individuelle Droop-Wechselrichter-Abweichung A PlNV, X Leistungsregelabweichung PoFS.X individueller Offsetwert PN,X Nennleistung des Wechselrichters fsPT Sollfrequenz A PlNV, X individuelle Abweichung Kf Frequenz- Konstante
Af Frequenzabweichung
PLOSS Verlustleistung

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1. Verfahren zum Betrieb einer Energieversorgungsanlage (11) mit einer Vielzahl von Wechselrichtern (10.X) und einem Anlagenregler (28), der kommunikativ mit den Wechselrichtern (10.X) verbunden ist, wobei die Energieversorgungsanlage (11) einen Netzanschluss (26) aufweist, der an ein Wechselspannungsnetz (24) angeschlossen ist, und wobei die Wechselrichter (10.X) über den Netzanschluss (26) elektrische Austauschleistungen (PINV,X) mit dem Wechselspannungsnetz (24) austauschen, so dass die Energieversorgungsanlage (11) eine Gesamt-Austauschleistung (PPOI) mit dem Wechselspannungsnetz (24) austauscht, die die jeweiligen elektrischen Austauschleistungen (PINV,X) umfasst, dadurch gekennzeichnet, dass der Anlagenregler (28) in Abhängigkeit von einem Anlagen-Sollwert (PSPT.POI) für die Gesamt-Austauschleistung (PPOI) der Energieversorgungsanlage (11) individuelle Wechselrichter-Sollleistungen (PSPT,INV,X) ermittelt, der Anlagenregler (28) die individuellen Wechselrichter-Sollleistungen (PSPT,INV,X) an die Regelungen (50. X) der Wechselrichter (10. X) übermittelt, die jeweiligen Regelungen (50. X) der Wechselrichter (10.X) die jeweiligen Austauschleistungen (PINV,X) der Wechselrichter (10.X) in Abhängigkeit von den Wechselrichter-Sollleistungen (PSPT,INV,X) einstellen, wobei die Regelungen (50. X) der Wechselrichter (10.X) netzformend ausgelegt sind und die Wechselrichter (10.X) individuell einstellbare Momentanreserveleistung bereitstellen.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei gemessene individuelle Austauschleistungen (PINV.X) der jeweiligen Wechselrichter (10. X) an den Anlagenregler (28) übermittelt werden und der Anlagenregler (28) die Wechselrichter-Solleistungen (PSPT,INV,X) in Abhängigkeit von den gemessenen Austauschleistungen (PINV,X) fortlaufend neu ermittelt und an die Wechselrichter (10.X) übermittelt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei der Anlagenregler (28) die Wechselrichter- Sollleistungen (PSPT,INV,X) ermittelt, indem der Anlagen-Sollwert (PSPT.POI) auf die jeweilige relative Nennleistung des jeweiligen Wechselrichters (10.X) normiert und ein individueller Offsetwert (POFS.X) addiert wird, wobei die Summe der Offsetwerte (POFS.X) bevorzugt den Wert Null ergibt.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei die netzformenden Regelungen (50. X) autark mit einer individuell einstellbaren Leistungsantwort auf Netzereignisse reagieren und insbesondere jeweils eine Droop-Regelung (51. X) und eine trägheitsgebende Regelung (53. X) umfassen,
5. Verfahren nach Anspruch 4, wobei die Wechselrichter (1O.X) mittels der jeweiligen Droop- Regelung (51. X) ihre jeweiligen Austauschleistungen (PINV,X) anhand einer Droop- Kennlinie in Abhängigkeit von einer Droop-Kennlinien-Referenzleistung (PSPT,X) und einer jeweiligen Spannungsverlaufsabweichung eines Spannungsverlaufs einer Netzspannung von einem jeweiligen Referenzverlauf mit Bezug auf einen Droop-Sollwert (XSPT) einstellen, wobei der Droop-Sollwert (XSPT) insbesondere eine Sollfrequenz (fsp?) und/oder eine Sollspannungsamplitude (USPT) umfasst, wobei die Spannungsverlaufsabweichung des Spannungsverlaufs insbesondere eine Phasenwinkeldifferenz (A3) zwischen dem Phasenwinkel (3) der Ausgangsspannung des Wechselrichters (10.x) und der Netzspannung oder eine Amplitudendifferenz zwischen einer Amplitude der Ausgangsspannung des Wechselrichters (10.X) und der Netzspannung ist,, wobei die Phasenwinkeldifferenz (A3) bzw. die Amplitudendifferenz insbesondere durch die jeweilige Austauschleistung (PINV.X) repräsentiert wird.
6. Verfahren nach Anspruch 4 oder 5, wobei die Wechselrichter (10.X) mittels der trägheitsgebenden Regelung (53. X) einen Eingangswert der Droop-Regelung (51 .X), insbesondere die Droop-Kennlinien-Referenzleistung (PSPT,X), in Abhängigkeit von einer individuellen Leistungsabweichung (APINV,X) der Austauschleistung (PINV,X) des jeweiligen Wechselrichters (10. X) von der Wechselrichter-Solleistungen (PSPT,INV,X) variieren, um die Austauschleistung (PINV,X) der Wechselrichter (10.X) auf die jeweilige Wechselrichter- Sollleistung (PSPT,INV,X) einzustellen.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 6, wobei die netzformenden Regelungen (50. X) eine vorzeichenabhängige Gewichtung der Abweichung der individuellen Austauschleistung (PINV,X) von der jeweiligen Sollleistung (PSPT,INV,X, PSPT,X) umfassen, wobei die netzformenden Regelungen (50. X) insbesondere eine Asymmetrie-Statik (55. X, 57. X) umfassen, die die Abweichung der individuellen Austauschleistung (PINV.X) von der jeweiligen Sollleistung (PSPT,INV,X, PSPT,X) in Abhängigkeit vom Vorzeichen der Spannungsverlaufsabweichung unterschiedlich gewichtet.
8. Verfahren nach Anspruch 7, wobei die Gewichtung für die verschiedenen Vorzeichen der Spannungsverlaufsabweichung mindestens um den Faktor 2, bevorzugt um den Faktor 5, besonders bevorzugt um den Faktor 10 unterschiedlich ist.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 oder 8, wobei in der Droop-Regelung (51 .X) die jeweilige Austauschleistung (PINV,X) als Maß für die Spannungsverlaufsabweichung verwendet wird und eine jeweilige Abweichung der Austauschleistung (PINV,X) von der Droop-Kennlinien-Referenzleistung (PSPT,X) mit einer jeweiligen Droop-Asymmetrie-Statik (57. X) gewichtet wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 9, wobei die individuelle Leistungsabweichung (APINV,X) in der trägheitsgebenden Regelung (53. X) mit einer jeweiligen Trägheits- Asymmetrie- Statik (55. X) gewichtet wird.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 10, wobei die Asymmetrie-Statik (55. X, 57. X) zusätzlich von der Netzfrequenz (fNetz) und/oder von der jeweiligen Austauschleistung (PINV.X) abhängig ist.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 6, wobei die Leistungsregelgeschwindigkeit der Droop-Regelung (51. X) schneller ist als die Leistungsregelgeschwindigkeit der trägheitsgebenden Regelung (53.X), so dass die Einstellung der Austauschleistung (PINV.X) durch die Droop-Regelung (51.X) bei Auftreten einer Phasenwinkeldifferenz (A3) schneller erfolgt als die Variation der Droop-Kennlinien-Referenzleistung (PSPT,X) durch die trägheitsgebende Regelung (53. X) bei Auftreten einer individuellen Leistungsabweichung (APINV.X) der gemessenen individuellen Austauschleistung (PINV.X) von der Wechselrichter- Sollleistung (PSPT,INV,X), insbesondere wenn diese Leistungsabweichung (APINV.X) durch eine Reaktion auf eine Phasenwinkeldifferenz (A3) verursacht wird.
13. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Gesamt- Austauschleistung (PPOI) der Energieversorgungsanlage (11) ermittelt wird und insbesondere im Anlagenregler (28) eine Gesamt-Leistungsabweichung (PCOR) der Gesamt-Austauschleistung (PPOI) von der Summe der gemessenen Austauschleistungen (PINV.X) der Wechselrichter (10.X) ermittelt wird.
14. Verfahren nach Anspruch 13, wobei die Gesamt-Leistungsabweichung (POOR) auf die jeweiligen relativen Nennleistungen (PN.X) der jeweiligen Wechselrichter (10.X) normiert wird und die so ermittelten normierten Teil-Leistungsabweichungen (PCOR,X) beim Ermitteln der individuellen Wechselrichter-Sollleistungen (PSPT.INV.X) insbesondere im Anlagenregler (28) berücksichtigt werden.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 14, wobei die jeweiligen trägheitsgebenden Regelungen (53. X) die Droop-Kennlinien-Referenzleistung (PSPT,X) der Droop-Regelung (51. X) unter Verwendung einer Vorsteuerung mit dem Produkt aus einem individuellen Vorsteuerungswert und einem ersten Korrekturfaktor (KXP) variieren.
16. Verfahren nach Anspruch 15, wobei die jeweiligen Droop-Regelungen (51. X) den Phasenwinkel (3) der Ausgangsspannung des Wechselrichters (10.x) unter Verwendung einer Vorsteuerung mit dem Produkt aus dem individuellen Vorsteuerungswert und einem zweiten Korrekturfaktor (Kxa) ermitteln.
17. Verfahren nach Anspruch 15 oder 16, wobei der individuelle Vorsteuerungswert durch den individuellen Anteil des Wechselrichters am Anlagen-Sollwert (PSPT,POI,X) oder durch eine gewichtete Summe aus dem individuellen Anteil des Wechselrichters am Anlagen-Sollwert (PSPT,POI,X) und der individuellen Wechselrichter-Sollleistung (PSPT,INV,X) gebildet wird, wobei die gewichtete Summe insbesondere mittels zweier Korrekturfaktoren (K3,K4) gebildet wird, deren Summe bevorzugt gleich 1 ist, .
18. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 17, wobei der Eingangswert der Droop- Regelung, insbesondere die Droop-Kennlinien-Referenzleistung (PSPT,X), im Rahmen der trägheitsgebenden Regelung (53. X) in Abhängigkeit von dem Produkt aus einem ersten Gewichtungsfaktor (Ki) und der Leistungsabweichung (APINV.X) des jeweiligen Wechselrichters (10.X) von der Wechselrichter-Sollleistung (PSPT,INV,X) variiert wird.
19. Verfahren nach Anspruch 18, wobei der Eingangswert der Droop-Regelung, insbesondere die Droop-Kennlinien-Referenzleistung (PSPT,X), in Abhängigkeit von dem Produkt aus einem zweiten Gewichtungsfaktor (K2) und dem individuellen Anteil des Wechselrichters an der Anlagen-Abweichung (APPOI,X) variiert wird.
20. Verfahren nach Anspruch 19, wobei ein Eingangswert der trägheitsgebenden Regelung (53. X) aus einer über die Gewichtungsfaktoren (Ki, K2) gewichteten Summe aus der individuellen Leistungsabweichung (APINV,X) und dem individuellen Anteil an der Anlagen- Abweichung (APPOI,X) gebildet wird, wobei die Summe des ersten Gewichtungsfaktors (K1) und des zweiten Gewichtungsfaktors (K2) bevorzugt den Wert eins ergibt.
21. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die durch das Verfahren geregelten elektrischen Leistungen reine Wirkleistungen oder reine Blindleistungen sind, und/oder wobei die durch das Verfahren geregelten elektrischen Leistungen eine Mitsystemleistung oder eine Gegensystemleistung repräsentieren,
22. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die durch das Verfahren geregelten elektrischen Leistungen im Rahmen des Verfahrens durch elektrische Ströme repräsentiert werden, insbesondere durch Wirkströme oder Blindströme in Mitsystemkomponenten und/oder in Gegensystemkomponenten.
23. Energieversorgungsanlage (11) mit einer Vielzahl von Wechselrichtern (10. X) und einem Anlagenregler (28), der kommunikativ mit den Wechselrichtern (10.X) verbunden ist, wobei die Energieversorgungsanlage (11) dazu eingerichtet ist, mit einem Verfahren gemäß einem der vorangehenden Ansprüche betrieben zu werden.
24. Energieversorgungsanlage (11) nach Anspruch 23, wobei die Regelungen (50. X) der Wechselrichter (10.X) jeweils eine Asymmetrie-Statik (55. X, 57. X) aufweisen und dazu eingerichtet sind, eine individuell einstellbare symmetrische oder asymmetrische Momentanreserveleistung bereitzustellen, wobei die Energieversorgungsanlage (11) dazu eingerichtet ist, am Netzanschluss (26) eine einstellbare symmetrische oder asymmetrische Momentanreserveleistung bereitzustellen.
25. Wechselrichter (10.X) mit einer netzformenden Regelung (50. X), die eine Droop-Regelung (51. X) und eine überlagerte trägheitsgebende Regelung (53. X) zur Veränderung eines Eingangswerts der Droop-Regelung (51. X), insbesondere einer Droop-Kennlinien- Referenzleistung (PSPT,X) umfasst, wobei der Wechselrichter (10.X) zur Verwendung in einer Energieversorgungsanlage (11) gemäß Anspruch 23 eingerichtet ist.
PCT/EP2024/066854 2023-06-15 2024-06-17 Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage, energieversorgungsanlage mit einer vielzahl von wechselrichtern und wechselrichter Ceased WO2024256730A1 (de)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP24735567.0A EP4728611A1 (de) 2023-06-15 2024-06-17 Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage, energieversorgungsanlage mit einer vielzahl von wechselrichtern und wechselrichter
AU2024303880A AU2024303880A1 (en) 2023-06-15 2024-06-17 Method for operating an energy supply plant, energy supply plant having a plurality of inverters and inverter

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102023115598.9A DE102023115598A1 (de) 2023-06-15 2023-06-15 Verfahren zum Betrieb einer Energieversorgungsanlage, Energieversorgungsanlage und Wechselrichter
DE102023115598.9 2023-06-15

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2024256730A1 true WO2024256730A1 (de) 2024-12-19

Family

ID=91663934

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2024/066854 Ceased WO2024256730A1 (de) 2023-06-15 2024-06-17 Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage, energieversorgungsanlage mit einer vielzahl von wechselrichtern und wechselrichter

Country Status (4)

Country Link
EP (1) EP4728611A1 (de)
AU (1) AU2024303880A1 (de)
DE (1) DE102023115598A1 (de)
WO (1) WO2024256730A1 (de)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9362815B2 (en) * 2010-10-25 2016-06-07 Bloom Energy Corporation Input-parallel/output-parallel inverter assembly control device and method
EP3783765A1 (de) 2018-11-14 2021-02-24 Huawei Technologies Co., Ltd. Fotovoltaisches energieerzeugungssystem und steuerverfahren dafür
DE102020119039A1 (de) 2020-07-17 2022-01-20 Sma Solar Technology Ag Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage und energieversorgungsanlage

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102016007098A1 (de) * 2016-06-10 2017-12-14 Senvion Gmbh Windpark mit schneller Reaktion auf Netzparameteränderungen und Verfahren hierfür

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9362815B2 (en) * 2010-10-25 2016-06-07 Bloom Energy Corporation Input-parallel/output-parallel inverter assembly control device and method
EP3783765A1 (de) 2018-11-14 2021-02-24 Huawei Technologies Co., Ltd. Fotovoltaisches energieerzeugungssystem und steuerverfahren dafür
DE102020119039A1 (de) 2020-07-17 2022-01-20 Sma Solar Technology Ag Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage und energieversorgungsanlage

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
KHADEM S K ET AL: "Parallel operation of inverters and active power filters in distributed generation systemA review", RENEWABLE AND SUSTAINABLE ENERGY REVIEWS, ELSEVIERS SCIENCE, NEW YORK, NY, US, vol. 15, no. 9, 24 June 2011 (2011-06-24), pages 5155 - 5168, XP028120715, ISSN: 1364-0321, [retrieved on 20110818], DOI: 10.1016/J.RSER.2011.06.011 *

Also Published As

Publication number Publication date
DE102023115598A1 (de) 2024-12-19
EP4728611A1 (de) 2026-04-22
AU2024303880A1 (en) 2026-01-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2872777B1 (de) Verfahren zum steuern eines elektrischen erzeugers
EP2632012B1 (de) Verfahren zum Synchronisieren einer Einspeisespannung mit einer Netzspannung
DE102012212777A1 (de) Verfahren zum Steuern eines Windparks
DE102012212364A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Einspeisen elektrischer Energie in ein elektrisches Versorgungsnetz
DE102019116254B4 (de) Verfahren zum Betrieb einer Energieerzeugungsanlage
DE102017106213A1 (de) Verfahren zum Einspeisen elektrischer Leistung in ein elektrisches Versorgungsnetz
EP4183019A1 (de) Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage und energieversorgungsanlage
EP3639339B1 (de) Verfahren zum einspeisen elektrischer leistung in ein elektrisches versorgungsnetz mittels einer umrichtergeführten einspeisevorrichtung
DE102019001915B4 (de) Einstellenergie-Messvorrichtung, Einstellenergie-Messsystem und Messinstrument
WO2014072159A2 (de) Windenergieanlage und verfahren zum einspeisen elektrischer energie
EP2919352A1 (de) Verfahren zum Betreiben eines elektrischen Teilnehmers, einer elektrischen Messstelle an einem Teilnehmernetz sowie einen elektrischen Teilnehmer als auch eine elektrische Messstelle
DE102014214151A1 (de) Mehrgenerator-Kraftwerksanordnung, Energieversorgungsnetz mit einer Mehrgenerator-Kraftwerksanordnung und Verfahren zur Verteilung der Blindleistungserzeugung in einer Mehrgenerator-Kraftwerksanordnung
WO2012037989A2 (de) Verfahren zur rechnergestützten regelung der elektrischen energieverteilung in einem dezentralen energienetz
WO2013068267A1 (de) Verfahren zur erbringung von regelleistung unter berücksichtigung einer variablen sollfrequenz
WO2021115702A1 (de) Verfahren sowie stabilisierungsregler zum betreiben eines inselnetzes
DE102016203123B4 (de) Vorrichtung und Verfahren zur Regelung eines Wechselrichters
EP4728611A1 (de) Verfahren zum betrieb einer energieversorgungsanlage, energieversorgungsanlage mit einer vielzahl von wechselrichtern und wechselrichter
DE102019124268A1 (de) Verfahren zur externen und internen Regelung eines schwungmasselosen Speicherkraftwerks
DE102014108395A1 (de) Energieerzeugungsanlage und Verfahren zum Betrieb einer Energieerzeugungsanlage
WO2017063785A1 (de) Verfahren zur rechnergestützten steuerung der leistung in einem elektrischen stromnetz
WO2020136085A1 (de) Verfahren zur bereitstellung von regelleistung für ein wechselspannungsnetz mittels einer energieerzeugungsanlage
DE102021206502A1 (de) Regelvorrichtung für einen Stromrichter, Stromrichteranordnung und Verfahren zum Regeln eines netzgekoppelten Stromrichters
WO2022038222A1 (de) Verfahren zum bereitstellen einer umrichterspannung einer umrichterbasierten erzeugungs- und/oder speicheranlage und steuervorrichtung zur durchführung des verfahrens
DE102013207816A1 (de) Verfahren und System zur Regelung von Spannung und Frequenz in einem Versorgungsnetzwerk
EP2639955B1 (de) Verfahren zum Regeln eines selbstgeführten Stromrichters, und selbstgeführter Stromrichter

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: 24735567

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: AU2024303880

Country of ref document: AU

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024303880

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20240617

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2024735567

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024735567

Country of ref document: EP

Effective date: 20260115

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024735567

Country of ref document: EP

Effective date: 20260115

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024735567

Country of ref document: EP

Effective date: 20260115

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2024735567

Country of ref document: EP