Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bereitstellen einer Umrichterspannung einer umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie.

Weiterhin betrifft die Erfindung eine Steuervorrichtung zur Durchführung des obigen Verfahrens.

Ferner betrifft die Erfindung ein Netzbildner zur Bildung einer Netzspannung in einem Netz umfassend die obige Steuervorrichtung und eine umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie.

Die Erzeugung elektrischer Energie durch regenerative Quellen, wie Solaranlagen und Windkraftanlagen, nimmt einen stetig wachsenden Anteil im Energiemix ein. Der Ausbau regenerativer Erzeugungsanlagen sowie der damit einhergehende sukzessive Rückbau konventioneller Großkraftwerke wie Atom- und Kohlekraftwerke führen zu einem Verlust an rotierenden Massen und zu einem Wandel der Systemeigenschaften des elektrischen Energieversorgungsnetzes.

Bei konventionellen Kraftwerken wird bei Laständerungen im Netz eine daraus resultierende elektrische Leistungsänderung des Kraftwerkes augenblicklich bereitgestellt. Eine gesteigerte Last im Netz führt zu einer Ausspeicherung kinetischer Energie - der sogenannten Momentanreserve - aus einem rotierenden Triebstrang eines Turbosatzes des Kraftwerkes und somit zu einer damit verbundenen Absenkung der Drehzahl eines Generators des Turbosatzes. Eine verringerte Last im Netz führt umgekehrt zu einer Einspeicherung kinetischer Energie in den rotierenden Triebstrang des Turbosatzes und zu einem Anstieg der Drehzahl des Generators.

Die Lastaufteilung unter mehreren Kraftwerken ergibt sich im ersten Augenblick aus einer resultierenden Netzimpedanz und somit aus dem elektrischen Abstand des Triebstranges zur Ursache der Laständerung. Im Anschluss an dieses physikalische f(P)- Verhalten des Triebstrangs des Kraftwerkes kommt eine zweistufige Frequenz- Wirkleistungsregelung der Kraftwerke (geregeltes P(f)- Verhalten) zum Einsatz. Typischerweise greift bei der zweistufigen Frequenz-Wirkleistungsregelung zunächst eine als Proportionalregelung ausgeführte Primärregelung über ein Drosselventil vor dem rotierenden Triebstrang des Turbosatzes, um einer Frequenzänderung im Netz entgegen zu wirken. Nachfolgend wird durch einen übergeordneten Netzregler, der als PI-Regler die Frequenz im Netz wieder auf ihren Nennwert zurückführt, ein neuer Arbeitspunkt für die S ekundärregel -Kraftwerke vorgegeb en .

Regenerativer Erzeugungsanlagen wie Windkraft- und Solaranlagen sowie auch Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Anlagen (HGÜ-Anlagen) und stationäre Batteriespeicher nutzen leistungselektronische Umrichter zur Ein- und Ausspeisung von Energie in das Netz. Ein Betriebsverhalten des Umrichters dieser umrichterbasierten Erzeugungsund Speicheranalgen ist im Gegensatz zum oben beschriebenen physikalischen f(P)- Verhalten des Triebstrangs eines konventionellen Kraftwerkes auch im Augenblicksbereich durch seine Regelung und somit durch die implementierte Software gegeben.

Aufgrund des steigenden Anteils umrichterbasierter Erzeugungs- und Speicheranalgen und dem Rückbau konventioneller Kraftwerke nimmt also der Einfluss von Umrichtern und deren softwaregesteuerten Betriebsverhalten auf das Systemverhalten des Netzes immer weiter zu, womit sich ein Wandel von einem Synchronmaschinen-dominierten Netz zu einem Umrichter-dominierten Netz vollzieht und neue Aspekte und Kriterien zur Bewertung der Stabilität des Netzes berücksichtigt werden müssen.

Bei Windenergie- und Solaranlagen kommen in der Regel selbstgeführte Umrichter zum Einsatz. Als Regelung ist bei selbstgeführten Umrichtern überwiegend eine stromeinprägende Regelung implementiert, die typischerweise als spannungsorientierte Stromregelung umgesetzt wird. Dabei wird über die Regelung eine vom Umrichter am Ausgang bereitgestellte Umrichterspannung derart eingestellt, dass der resultierende Netzstrom einer Sollstrom-Vorgabe folgt, die sich wiederum aus einer übergeordnet vorgegebenen Wirk- und Blindleistung in Abhängigkeit von der vorliegenden Netzspannung bestimmt. Das Verhalten eines derart geregelten Umrichters entspricht dem einer leistungsgeregelten Stromquelle, die immer eine vom Netz vorgegebene Spannung benötigt und selber kein eigenes Netz aufbauen kann. Ein steigender Anteil stromeinprägend geregelter Um- richter führt bei reduzierter Einspeisung von Leistung über Synchronmaschinen - sprich konventionellen Kraftwerken - zu Instabilitäten im Netzbetrieb.

Nur wenn umrichterbasierte Erzeugungs- und Speicheranlagen in der Lage sind, bei Zustandsänderungen im Netz inhärent Momentanreserve bereit zu stellen, ist eine Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energieerzeuger im elektrischen Energieversorgungsnetz bei gleichzeitigem Rückbau konventioneller Kraftwerke möglich, ohne die Stabilität des Netzes zu gefährden. Ebenso besteht Bedarf, dass umrichterbasierte Erzeugungs- und Speicheranlagen in der Lage sind, spannungsfreie Netze hochzufahren bzw. wiederaufzubauen (Schwarzstart).

Die US 10,5519,931 B2 beschreibt ein Verfahren zum Bereitstellen einer Trägheitsantwort einer Windkraftanlage auf eine Änderung der Spannung im Stromnetz. Dazu wird ein synthetisches Trägheitsantwortsignal, das die von einer Synchronmaschine erzeugte Trägheitsantwort emuliert, durch einen Regelkreis mit einem Dämpfungsverhältnis und einer ungedämpften Eigenfrequenz erzeugt, um die Sprungantwort einer Synchronmaschine zu modellieren.

Derart auf Basis von virtuellen Synchronmaschinen geregelte umrichterbasierte Erzeugungs- und Speicheranlagen weisen eine Bereitstellung von Momentanreserve auf, kombiniert mit der Möglichkeit eines Schwarzstartes. Aufgrund der direkten Ableitung von konventionellen Synchronmaschinen bildet die virtuelle Synchronmaschine jedoch auch Pendeleigenschaften und Trägheit gegenüber anlageseitigen Sollwertvorgaben nach.

Davon ausgehend ist es Aufgabe der Erfindung, Mittel zum Bereitstellen einer Umrichterspannung einer umrichterbasierten Erzeugungs- und Speicheranlagen zur Verfügung zu stellen, die eine inhärente Bereitstellung von Momentanreserve ermöglichen ohne die Pendeleigenschaften und Trägheit gegenüber anlageseitigen Sollwertvorgaben virtueller Synchronmaschinen nachzubilden. Weiterhin sollen die Mittel einen Schwarzstart des Netzes ermöglichen und somit die umrichterbasierte Erzeugungs- und Speicheranlage in die Lage versetzen, ohne vorhandene Netzspannung eine eigene Netzspannung bereitzustellen. Diese Aufgabe wird durch die Gegenstände der unabhängigen Ansprüche gelöst. Bevorzugte Weiterbildungen finden sich in den Unteransprüchen.

Erfmdungsgemäß wird ein Verfahren zum Bereitstellen einer Umrichterspannung einer umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie bereitgestellt, wobei die Erzeugungs- und/oder Speicheranlage dazu ausgestaltet ist, elektrische Energie über einen Umrichter an einem Netzanschlusspunkt in ein Netz ein- und/oder auszuspeisen, mit den Schritten: a) Vorgeben einer Sollwertspannung, b) Ermitteln einer Netzanschlussspannung an dem Netzanschlusspunkt mittels einer Netzspannungsidentifikationseinrichtung, c) Bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als Netz mehrerer Netzbildner, Ermitteln einer Synchronisationsspannung durch Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels einer Synchronisiereinrichtung, d) Ermitteln einer Referenzspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung mittels einer Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage, e) Bereitstellen der Umrichterspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung und einer Synchronisationsfrequenz der Synchronisationsspannung mittels des Umrichters.

Weiterhin wird erfmdungsgemäß eine Steuervorrichtung zur Durchführung des obigen Verfahrens bereitgestellt.

Ferner wird erfmdungsgemäß ein Netzbildner zur Bildung einer Netzspannung in einem Netz bereitgestellt umfassend die obige Steuervorrichtung und eine umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, wobei die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage dazu ausgestaltet ist, elektrische Energie über einen Umrichter an einem Netzanschlusspunkt in das Netz einzuspeisen. Die Grundlage des Verfahrens bildet die ermittelte Referenzspannung, auf deren Basis die Umrichterspannung bereitgestellt wird. Die gewünschte Netzanschlussspannung wird im Rahmen des Schritts a) des Verfahrens als Sollwertspannung vorgegeben. In anderen Worten wird in Schritt a) die Sollwertspannung als Sollwert der Netzanschlussspannung vorgegeben. Weiterhin wird in Schritt b) mittels der Netzspannungsidentifikationseinrichtung am Netzanschlusspunkt die Netzanschlussspannung ermittelt. In anderen Worten, wird in Schritt b) der Istwert der Netzanschlussspannung ermittelt. Auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung wird im Folgenden festgestellt, ob es sich um ein Netz mehrerer Netzbildner handelt. In einem elektrischen Energieversorgungsnetz wird zwischen Netzbildnem und Netzstützem unterschieden. Ein Netzbildner beteiligt sich an der Bildung der Spannung im Netz und wirkt als Spannungsquelle während Netzstützer als Stromquelle wirken. In einem elektrischen Energieversorgungsnetz muss zum Bereitstellen der Netzspannung mindestens ein Netzbildner vorhanden sein. Wenn also in Schritt c) festgestellt wird, dass das Netz ein Netz mehrerer Netzbildner ist, wird mit Hilfe der Synchronisiereinrichtung die in Schritt a) vorgegebene Sollwertspannung mit der in Schritt b) ermittelten Netzanschlussspannung synchronisiert und derart in Schritt c) die Synchronisationsspannung ermittelt. Bevorzugt umfasst das Identifizieren des Netzes als ein Netz mehrere Netzbildner auch ein Feststellen, dass das Netz nicht spannungsfrei ist und dass es sich nicht um ein Netz handelt, das lediglich von einem Netzbildner gebildet wird. Weiter bevorzugt ist das Synchronisieren ein iterativer Prozess, wobei sich die Synchronisationsspannung der in Schritt b) ermittelten Netzanschlussspannung nähert. Das Regelziel des Synchronisierens besteht bevorzugt in einem stationären Abgleich der ermittelten Netzanschlussspannung mit der Synchronisationsspannung.

Das Synchronisieren führt dazu, dass die Synchronisationsspannung eine reduzierte Än- derungsgeschwindigkeit bezüglich Netzzustandsänderungen aufweist, da die Synchronisationsspannung aufgrund der Synchronisiereinrichtung dynamisch von der Netzanschlussspannung entkoppelt ist. Da in Schritt d) unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung die Referenzspannung ermittelt wird und in Schritt e) auf Basis der Referenzspannung die Umrichterspannung bereitgestellt wird, weist die vom Umrichter bereitgestellte Spannung somit eine Trägheit gegenüber Änderungen der Netzanschlussspannung auf. Demnach ändert sich die vom Umrichter bereitgestellte Umrichterspannung in Amplitude, Frequenz und Phasenlage nicht augenblicklich und auch nicht mit hoher Dynamik. Somit sorgt das Verfahren für eine inhärente Bereitstellung von Momentanreserve.

In anderen Worten liegt der Kern der Erfindung also darin, dass zum Ermitteln der Referenzspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage die bezüglich Netzzustandsänderungen dynamisch entkoppelte Synchronisationsspannung verwendet wird. Durch Verwenden der von der Netzanschlussspannung dynamisch entkoppelten Synchronisationsspannung ist die Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage in der Lage, mit definierter Trägheit gegenüber Netzzustandsänderungen zu reagieren, sodass sich eine inhärente Bereitstellung von Augenblicksleistung, sprich Momentanreserve ergibt. Die aufgrund von Netzzustandsänderung augenblicklich bereitgestellte Momentanreserve verteilt sich entsprechend der Impedanznähe der einzelnen Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen zum Ort der Zustandsänderung, wobei die Verteilung zeitlich entsprechend der Dynamik der Synchronisiereinrichtung variiert.

Das Verfahren ermöglicht also bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als Netz mehrerer Netzbildner, dass bei Zustandsänderungen im Netz die über die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage bereitgestellte Umrichterspannung sich nicht augenblicklich und auch nicht mit hoher Dynamik ändert. Weiterhin ermöglich das Verfahren, dass nach einer Zustandsänderung die durch die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage bereitgestellte Umrichterspannung sich mit definierter Trägheit wieder zu den weiteren netzparallelen Netzbildnem synchronisiert. Somit trägt das Verfahren dazu bei, das gesamte Energieversorgungsnetz nach einer Netzzustandsänderung wieder in einen stabilen, stationären Zustand zu führen, bei dem an allen Netzanschlusspunkten der Netzbildner des elektrischen Energieversorgungsnetzes Spannungen mit gleicher Frequenz anliegen, wobei die jeweiligen Amplituden und Phasenwinkel aus den gewählten Arbeitspunkten (Wirk- und Blindleistungen sowie übergeordnete Regler bzw. Statiken) der netzparallelen Netzbildner sowie aus den sich daraus im Netz ergebenden Lastflüssen resultieren.

Somit tragen derartig geregelte umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen zur Bereitstellung von Augenblicksleistung bei, was einen positiven Effekt auf die Netz- Stabilität - insbesondere bei stetiger reduzierter Einspeisung durch konventionelle Kraftwerke - liefert. Trotz der Trägheit gegenüber äußeren Netzzustandsänderungen können analgenseitige Systemanforderungen, die beispielsweise als Reaktion auf fluktuierende Wind- und/oder Sonnenleistung auftreten, aufgrund der konzeptionellen Trennung zwischen Synchronisiereinrichtung und Anlagenregelungseinrichtung, dynamisch umgesetzt werden.

Weiterhin ermöglicht das Verfahren durch Vorgeben der Sollwertspannung, die der gewünschten Netzanschlussspannung entspricht, in Schritt a), dass sich ein Teil- und/oder Inselnetz zu einem weiteren externen Netz synchronisieren lässt. Diese ermöglicht ein anschließendes synchrones Zusammenschalten des Teil- und/oder Inselnetzes mit dem weiteren externen Netz zu einem größeren Teil- und/oder Verbundnetz.

Vorliegend wird unter einem Umrichter ein Stromrichter verstanden, der aus einer ein- oder mehrphasigen Wechsel- oder Gleichspannung eine in der Frequenz, Amplitude und/oder Phasenlage unterschiedliche ein- oder mehrphasige Wechsel Spannung generiert. Bei dem Umrichter kann es sich um einen indirekten Umrichter handeln, der im Prinzip eine Kombination aus Gleichrichter und Wechselrichter darstellt. Bevorzugt ist der Umrichter ein leistungselektronischer Umrichter.

Die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen ist dazu ausgestaltet über den Umrichter am Netzanschlusspunkt elektrische Energie in das Netz ein- und/oder auszuspeisen. Bei der Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen handelt es sich bevorzugt um eine Windkraftanalge, Solaranalge und/oder einen stationären Batteriespeicher.

Gemäß einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung ist vorgesehen, dass der Schritt d) Ermitteln der Referenzspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage ein Verwenden der ermittelten Synchronisationsspannung als Ersatz für die Netzanschlussspannung beim Ermitteln der Referenzspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage umfasst. In anderen Worten wird als Eingabeparameter zur Regelung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage nicht die Netzanschlussspannung verwendet, sondern die ermittelte Synchronisationsspannung. Im Hinblick auf die Sollwertspannung und die Netzanschlussspannung ist gemäß einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass in Schritt a) die Sollwertspannung durch die symmetrischen Komponenten Sollwertamplitude eines Mitsystems, Sollwertphase des Mitsystems, Sollwertfrequenz des Mitsystems, Sollwertamplitude eines Gegensystems und Sollwertphase eines Gegensystems vorgegeben wird, und Schritt b) ein Erfassen einer Netzspannung und ein Ermitteln der symmetrischen Komponenten Netzanschlussamplitude des Mitsystems, Netzanschlussphase des Mitsystems, Netzanschlussfrequenz des Mitsystems, Netzanschlussamplitude des Gegensystems und Netzanschlussphase des Gegensystems der Netzanschlussspannung mittels der Netzspannungsidentifikationseinrichtung auf Basis der erfassten Netzspannung umfasst. In anderen Worten wird mittels der Methode der symmetrischen Komponenten die erfasste Netzspannung analysiert und derart in zwei symmetrische Teilsysteme aufgetrennt.

In diesem Zusammenhang ist weiter bevorzugt vorgesehen, dass der Schritt c) - das Ermitteln der Synchronisationsspannung mittels der Synchronisiereinrichtung - ein Ermitteln der symmetrischen Komponenten Synchronisationsamplitude des Mitsystems, Synchronisationsphase des Mitsystems, Synchronisationsfrequenz, Synchronisationsamplitude des Gegensystems und Synchronisationsphase des Gegensystems umfasst.

In Zusammenhang mit der Synchronisation ist gemäß einer weiteren bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass der Schritt c) Ermitteln der Synchronisationsspannung durch Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels der Synchronisiereinrichtung ein kontinuierliches Anpassen der ermittelten Synchronisationsspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels der Synchronisiereinrichtung umfasst. Bevorzugt lassen sich die einzelnen symmetrischen Komponenten der Sollwertspannung mit den jeweiligen symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung synchronisieren. Bevorzugt können zum Synchronisieren verschiedene regelungstechnische Stellglieder verwendet werden, so dass ein stationärer Fehler zwischen den symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung und den symmetrischen Komponenten der Synchronisationsspannung ausgeglichen wird. Bevorzugt kann über die Dynamik der Stellglieder die Trägheit der Rege- lung gegenüber Änderungen in den symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung eingestellt werden.

In diesem Zusammenhang ist gemäß einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass das kontinuierliche Anpassen der ermittelten Synchronisationsspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels der Synchronisiereinrichtung ein Vorgeben einer Anpassungsdynamik des kontinuierlichen Anpassens durch eine Zeitkonstante und eine Dämpfungskonstante umfasst. Weiter bevorzugt ist vorgesehen, dass jeweils eine Zeitkonstante und eine Dämpfungskonstante für das kontinuierliche Anpassen einer symmetrischen Komponente der Synchronisationsspannung an die jeweilige symmetrische Komponente der Netzanschlussspannung vorgegeben wird. Über die Zeitkonstanten und Dämpfungskonstanten lässt sich die Dynamik des Synchronisierens parametrisieren und somit die Trägheit, mit der die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlagen beim Bereitstellen der Umrichterspannung gegenüber äußeren Netzzustandsänderungen reagiert, definieren.

Die Grundlage der Synchronisierung der vorgegebenen Sollwertspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung liefert bevorzugt die erfasste Netzspannung. Die Netzspannung wird mittels der Netzspannungsidentifikationseinrichtung erfasst. Bevorzugt erfolgt ein Ermitteln der symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung mittels der Methode der symmetrischen Komponenten auf Basis der erfassten Netzspannung, wobei bevorzugt die jeweiligen symmetrischen Komponenten mit definierten Identifikationszeiten ermittelt werden. Weiter bevorzugt ist vorgesehen, dass durch ein Dämpfungsverhalten im Frequenzband die Netzspannungsidentifikationseinrichtung eine Beeinflussung der ermittelten symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung durch Netzverzerrungen - beispielsweise Spannungsharmonische oder Flicker - verringert. Derart haben Netzverzerrungen nur sehr geringen Einfluss auf die bereitgestellte Umrichterspannung.

Gemäß einer weiteren bevorzugten Weiterbildung der Erfindung ist vorgesehen, dass der Schritt e) Bereitstellen der Umrichterspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung und der Synchronisationsfrequenz der Synchronisationsspannung mittels des Umrichters ein Ermitteln eines Zeitsignals durch Überführen der ermittelten Re- ferenzspannung in den Zeitbereich umfasst und auf Basis des ermittelten Zeitsignals die Umrichterspannung bereitgestellt wird.

Die Überführung der Referenzspannung, insbesondere die Überführung der von der Anlagenregelungseinrichtung in Schritt d) ermittelten symmetrischen Komponenten Referenzamplitude des Mitsystems, Referenzphase des Mitsystems, Referenzamplitude des Gegensystems und Referenzphase des Gegensystems, in den Zeitbereich, wird bevorzugt unter Verwendung der in Schritt c) ermittelten Synchronisationsfrequenz der Synchronisationsspannung mittels der Methode der inversen symmetrischen Komponenten und einer darauf folgenden inversen diskreter Fourier-Transformation durchgeführt. Auf Basis des daraus resultierenden Zeitsignals kann in Folge der Umrichter zum Bereitstellen der Umrichterspannung angesteuert werden. Der Umrichter wird bevorzugt mittels Raumzeigermodulation, einem Verfahren zur Steuerung des Umrichters auf Basis der Pulsweitenmodulation, angesteuert. Zur Umsetzung der stationären Einstellung von Wirk- und Blindleistungssollwerten, sowie den Statikvorgaben P(f) oder Q(U) ist eine Kenntnis der Netzanschlussimpedanz notwendig. Aufgrund der Synchronisationseinrichtung ist die zur Überführung der Referenzspannung verwendete Synchronisationsfrequenz ebenfalls dynamisch von augenblicklichen Netzzustandsänderungen entkoppelt, was ebenfalls eine Trägheit der resultierenden Umrichterspannung gegenüber äußeren Änderungen sicherstellt. Aufgrund der Kopplung zwischen Netzanschlussfrequenz und Netzanschlussphase reagiert der Umrichter bei Änderungen der Phase im Netz mit einer Beschleunigung eines inneren Spannungsraumzeigers der in der Raumzeigerdarstellung dargestellten Umrichterspannung, um die stationäre Phasenlage mit dem Netzspannungsraumzeiger abzugleichen. Verbleibende Fehler zwischen Referenzphase und Netzphase, die sich aufgrund der Synchronisationszeit bei Frequenzänderungen ergeben können, werden bevorzugt zusätzlich über eine Phasensynchronisation ausgeglichen.

Gemäß einer weiteren bevorzugten Weiterbildung umfasst das Bereitstellen der Umrichterspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung und der Synchronisationsfrequenz der Synchronisationsspannung mittels des Umrichters zusätzlich ein Vorsteuern der Umrichterspannung unter Berücksichtigung von Referenzleistungen der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage, der ermittelten Synchronisationsspannung und einer Impedanz der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage. Bevorzugt wird der aktuelle Wert der Synchronisationsspannung und die Kenntnis der Impedanz der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage genutzt, um aus den Referenzleistungen der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage die Umrichterspannung derart vorzusteuem, dass sich dynamisch - auf Basis des aktuellen Netzzustandes - die gewünschten Leistungen einstellen. Diese Vorsteuerung ermöglicht eine schnelle Reaktion - zunächst unabhängig der definierten Trägheit bezüglich Netzzustandsänderungen - auf anlagenseitige Systemanforderungen wie beispielsweise fluktuierende Wind- und/oder Sonnenleistung.

Hinsichtlich der Sollwertspannung, die der gewünschten Netzanschlussspannung entspricht, ist gemäß einer weiteren bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass der Schritt a) Vorgeben der Sollwertspannung ein Vorgeben einer Sollwertspannung in Abhängigkeit der erwarteten Netzanschlussspannung an dem Netzanschlusspunkt umfasst. In anderen Worten kann die Sollwertspannung vorgesteuert sein. Dies ermöglicht einen Startwert der Sollwertspannung für die erstmalige Synchronisierung derart einzustellen, dass eine initiale Synchronisationszeit möglichst kurz ist.

Wie bereits erwähnt ermöglicht das Verfahren bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als Netz mehrere Netzbildner, dass bei Zustandsänderungen im Netz die über die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage bereitgestellte Umrichterspannung sich in Amplitude, Frequenz und Phasenlage nicht augenblicklich und auch nicht mit hoher Dynamik ändert. Weiterhin ermöglich das Verfahren, dass nach einer Zustandsänderung die durch die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage bereitgestellte Umrichterspannung mit der über die Zeitkonstanten und Dämpfungskonstanten vorgebbaren Dynamik wieder zu weiteren netzparallelen Netzbildnern synchronisiert. Somit trägt das Verfahren dazu bei, das gesamte Energieversorgungsnetz nach einer Netzzustandsänderung wieder in einen stabilen, stationären Zustand zu führen.

Bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als spannungsfreies Netz (kein Netzbildner), ermöglicht das Verfahren bevorzugterweise einen Schwarzstart, sprich ein Anfahren eines spannungsfreien Netzes, bei dem in einem ersten Schritt eine stabile Netzspannung bereitgestellt wird und dabei der Leistungsbedarf von Netzlasten gedeckt wird. Ebenfalls ermöglicht das Verfahren bei Identifikation des Net- zes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als Netz genau eines Netzbildners - beispielsweise bei einem Wegfall paralleler Netzbildner - durchgängig eine Spannung im Netz zu bilden und die Leistungsbereitstellung der Lasten unverzögert zu übernehmen. In diesem Zusammenhang ist gemäß einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung vorgesehen, dass das Verfahren zusätzlich die folgenden Schritte umfasst: f) Bei Identifikation des Netzes auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung als spannungsfreies Netz oder als Netz genau eines Netzbildners, Ermitteln der Referenzspannung unter Berücksichtigung der vorgegebenen Sollwertspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage, und g) Bereitstellen der Umrichterspannung unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung und einer Sollwertfrequenz des Mitsystems der Sollwertspannung mittels des Umrichters.

In anderen Worten wird bei einem Wegfall netzparalleler Netzbilder das Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung an die ermittelte Netzanschlussspannung mittels der Synchronisiereinrichtung gestoppt, sodass die Referenzspannung unter Berücksichtigung der vorgegebenen Sollwertspannung mittels der Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage ermittelt wird und demnach auch die Umrichterspannung mit der vorgegebenen Sollwertspannung bereitgestellt wird.

Ebenso ist es möglich, ein spannungsfreies Netz anzufahren (Schwarzstart), sprich in einem ersten Schritt eine stabile Spannung im Netz zu generieren und dabei den Leistungsbedarf der Netzlasten bereitzustellen. Bevorzugt kann in einem weiteren Schritt mittels des Verfahrens weitere parallele Netzbildner synchronisiert und zugeschaltet werden, wobei die Synchronisiereinrichtung für einen geregelten Übergang in den Netzparallelbetrieb sorgt.

Wie bereits erwähnt betrifft die Erfindung weiterhin die Steuervorrichtung zur Durchführung des obigen Verfahrens. Bevorzugt umfasst die Steuervorrichtung die Netzspannungsidentifikationseinrichtung, die Synchronisiereinrichtung und/oder die Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage und/oder die Steuervorrichtung ist bevorzugt derart ausgestaltet, dass die Steuervorrichtung die Netzspannungsiden- tifikationseinrichtung, die Synchronisiereinrichtung, die Anlagenregelungseinrichtung der Erzeugungs- und/oder Speicheranlage und/oder den Umrichter ansteuern kann.

Weiterhin betrifft die Erfindung den Netzbildner zur Bildung der Netzspannung in dem Netz umfassend die obige Steuervorrichtung und die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, wobei die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage dazu ausgestaltet ist, elektrische Energie über den Umrichter an dem Netzanschlusspunkt in das Netz einzuspeisen. Bevorzugt umfasst der Netzbildner weiterhin die Netzspannungsidentifikationseinrichtung, die Synchronisiereinrichtung, die Anlagenregelungseinrichtung und/oder den Umrichter. Der Netzbildner ist - aufgrund des Verfahrens zum Bereitstellen der Umrichter Spannung - in der Lage ohne eine vorhandene Netzspannung, welche durch andere netzparallele Netzbildner erzeugt wird, eine eigene Netzspannung zu bilden.

Nachfolgend wird die Erfindung unter Bezugnahme auf die Zeichnung anhand eines bevorzugten Ausführungsbeispiels exemplarisch erläutert.

In der Zeichnung zeigen

Fig. 1 eine schematische Darstellung eines Verfahrens zum Bereitstellen einer Umrichterspannung an einem Netzanschlusspunkt einer umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung,

Fig. 2 eine schematische Darstellung einer Netzspannungsidentifikationseinrichtung, gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung, und

Fig. 3 eine schematische Darstellung einer Synchronisiereinrichtung, gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung. Figur 1 zeigt schematisch eine Darstellung eines Verfahrens zum Bereitstellen einer Umrichterspannung uu(t) einer umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage von elektrischer Energie, gemäß einem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung. Die umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage ist weiterhin dazu ausgestaltet, elektrische Energie über einen Umrichter 12 an einem Netzanschlusspunkt 10 in ein Netz 14 ein- und/oder auszuspeisen. Das Verfahren wird vorliegend von einem Netzbildner zur Bildung einer Netzspannung uq(t) in dem Netz 14 umfassend eine Steuervorrichtung und die umrichterbasierte Erzeugungs- und/oder Speicheranlage durchgeführt. Die Netzspannung uq(t) im Netz 14 hängt von der durch den Umrichter 12 bereitgestellten Umrichterspannung uu(t) und wenn vorhanden vom Verhalten weiterer Netzteilnehmer wie Verbraucher und/oder weiterer netzparalleler Netzbildner ab. Durch das Verfahren zum Bereitstellen der Umrichterspannung uu(t) kann also die Netzspannung uq(t) beeinflusst werden.

In einem ersten Schritt des Verfahrens wird eine Sollwertspannung So vorgegeben. Die Sollwertspannung So wird in den symmetrischen Komponenten Sollwertamplitude eines Mitsystems üio, Sollwertphase des Mitsystems (pro, Sollwertfrequenz des Mitsystems cow, Sollwertamplitude des Gegensystems Ü20 und Sollwertphase des Gegensystems (p2o vorgegeben. Die Sollwertspannung So entspricht einer am Netzanschlusspunkt 10 erwünschten Netzanschlussspannung Sq.

In einem weiteren Schritt des Verfahrens wird der Ist-Wert der Netzanschlussspannung Sq an dem Netzanschlusspunkt 10 mittels einer Netzspannungsidentifikationseinrichtung 16 ermittelt.

Ein bevorzugtes Ausführungsbeispiel der Netzspannungsidentifikationseinrichtung 16 ist in Figur 2 schematisch dargestellt. Vorliegend erfasst die Netzspannungsidentifikationseinrichtung 16 eine Netzspannung uq(t) und ermittelt daraus mittels der Methode der Symmetrischen Komponenten SK die symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung Sq, sprich die Netzanschlussamplitude des Mitsystems üiq, Netzanschlussphase des Mitsystems (piq, Netzanschlussfrequenz des Mitsystems coiq, Netzanschlussamplitude des Gegensystems Ü2q und Netzanschlussphase des Gegensystems (p2q. Hierzu wird nach einer Filterung der erfassten Netzspannung uq(t) mit einem Filter 24 in einer Phasenregelschleife PLL (phase-locked loop) eine gleitende diskrete Fourier- Transformation sDFT (sliding discret fourier transformation) durchgeführt und mittels der Methode der symmetrischen Komponenten SK die symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung SQ ermittelt.

In einem weiteren Schritt des Verfahrens wird auf Basis der ermittelten Netzanschlussspannung SQ festgestellt, ob es sich bei dem Netz 14 um ein Netz mehrerer Netzbildem handelt, ob das Netz 14 spannungsfrei ist oder ob das Netz 14 lediglich durch einen Netzbildner gebildet wird.

Wird das Netz 14 als Netz mehrerer Netzbildner identifiziert, wird in einem weiteren Schritt des Verfahrens durch Synchronisieren der vorgegebenen Sollwertspannung So an die ermittelte Netzanschlussspannung SQ mittels einer Synchronisiereinrichtung 18 eine Synchronisationsspannung S sync ermittelt.

Ein bevorzugtes Ausführungsbeispiel der Synchronisiereinrichtung 18 ist in Figur 3 schematisch dargestellt. Beim Synchronisieren werden die symmetrischen Komponenten Synchronisationsamplitude des Mitsystems üi _sy nc, Synchronisationsphase des Mitsystems (pisync, Synchronisationsfrequenz co _sy nc, Synchronisationsamplitude des Gegensystems Ü2 _Sy nc und Synchronisationsphase des Gegensystems ( 2svnc ermittelt. Beim Synchronisieren wird die ermittelten Synchronisationsspannung S _sy nc kontinuierlich an die ermittelte Netzanschlussspannung SQ angepasst. Nach jedem Synchronisationsschritt resultiert eine angepasste Synchronisationsspannung S _sy nc, die sich kontinuierlich der ermittelten Netzanschlussspannung SQ nähert. Das Regelziel des Synchronisierens besteht in dem stationären Abgleich der ermittelten Netzanschlussspannung SQ mit der Synchronisationsspannung S _sy nc.

Im vorliegenden bevorzugten Ausführungsbeispiel werden die einzelnen symmetrischen Komponenten der Sollwertspannung So mit den jeweiligen symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung SQ synchronisiert, wobei über regelungstechnische Stellglieder Reg. ein stationärer Fehler As[x] zwischen den symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung SQ[X] und den symmetrischen Komponenten der Synchronisationsspannung Ssvncfx] ausgeglichen werden. Weiterhin wird über die Dynamik der Stell- glieder Reg. die Trägheit der Regelung gegenüber Änderungen in den symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung SQ[X] eingestellt.

In einem weiteren Schritt des Verfahrens wird unter Berücksichtigung der ermittelten Synchronisationsspannung S _sy nc mittels einer Anlagenregelungseinrichtung 20 der Er- zeugungs- und/oder Speicheranlage einer Referenzspannung Sref ermittelt.

Die aufgrund der Synchronisiereinrichtung 18 dynamisch entkoppelte Synchronisationsspannung Ssync weist eine reduzierte Änderungsgeschwindigkeit bezüglich Netzzustandsänderungen auf und dient als Ersatz für die Netzspannung uq(t) in der Regelungsstruktur der Anlagenregelungseinrichtung 20. Somit weist die gesamte Orientierung der Regelung der Anlagenregelungseinrichtung 20 eine Trägheit gegenüber Änderungen der Netzspannung uq(t) auf.

Im folgenden Schritt wird unter Berücksichtigung der ermittelten Referenzspannung Sref und der Synchronisationsfrequenz co _sy ne der Synchronisationsspannung S _sy nc mittels des Umrichters die Umrichterspannung uu(t) bereitgestellt. Dazu wird die ermittelte Referenzspannung Sref in ein Zeitsignal u _re f(t) überführt. Das Überführen der Referenzspannung Sref, insbesondere das Überführen der von der Anlagenregelungseinrichtung 20 ermittelten symmetrischen Komponenten Referenzamplitude des Mitsystems üuef, Referenzphase des Mitsystems (puef, Referenzamplitude des Gegensystems Ü2ref und Referenzphase des Gegensystems (p2ref in das Zeitsignal u _re f(t), wird vorliegend unter Verwendung der ermittelten Synchronisationsfrequenz co _sy nc mittels der Methode der inversen symmetrischen Komponenten iSK und einer darauf folgenden inversen diskreter Fourier- Transformation iDFT durchgeführt. Auf Basis des Zeitsignals u _re f(t) wird in Folge der Umrichter zum Bereitstellen der Umrichterspannung uu(t) angesteuert. Vorliegend entspricht das Zeitsignal u _re f(t) einer Modulationsspannung für einen Modulator 22 des Umrichters 12. Zur Umsetzung der stationär entsprechenden Leistungen ist eine exakte Kenntnis der Netzanschlussimpedanz notwendig. Die zur Überführung verwendete Synchronisationsfrequenz cosync, welche stationär der ermittelten Netzanschlussfrequenz COIQ entspricht, ist ebenfalls dynamisch von augenblicklichen Netzzustandsänderungen entkoppelt, was eine Trägheit der resultierenden Umrichterspannung uu(t) gegenüber äußeren Änderungen sicherstellt. Aufgrund der augenblicklichen Kopplung zwischen der Netzanschlussfrequenz COIQ und den Netzanschlussphasen cpiQ und (p2Q reagiert der Umrichter 12 bei Phasenänderungen im Netz 14 mit einer Beschleunigung - gemäß der vorgegebener Änderungsdynamik der Synchronisiereinrichtung 18 - eines inneren Spannungsraumzeigers, um die stationäre Phasenlage mit dem Netzspannungsraumzeiger ab- zugleichen. Verbleibende Fehler zwischen der Phasenlage der Referenzspannung S _re f und der Phasenlage der Netzanschlussspannung SQ, die sich aufgrund der Synchronisationszeit bei Frequenzänderungen ergeben, werden zusätzlich über eine Phasensynchronisation ausgeglichen. Um eine schnelle und zunächst unabhängige Reaktion von der definierten Trägheit bezüglich der Netzzustandsänderungen der umrichterbasierten Erzeugungs- und/oder Speicheranlage auf fluktuierende Wind- und Solarprofile zu ermöglichen, kann der aktuelle Wert der Synchronisationsspannung S _sy nc, sowie die Kenntnis der Anlagenimpedanz genutzt werden, um aus Referenzleistungen P* und Q* der Erzeugungs- und/oder Speicher- anlage die Umrichterspannung uu(t) derart vorzusteuern, dass sich dynamisch - auf Basis des aktuellen Netzzustands - die gewünschten Leistungen einstellen.

B ezugszeichenli ste

10 Netzanschlusspunkt

12 Umrichter

14 Netz

16 Netzspannungsidentifikationseinrichtung

18 Synchronisiereinrichtung

20 Anlagenregelungseinrichtung

22 Modulator

24 Filter uu(t) Umrichterspannung

So Sollwertspannung üio Sollwertamplitude des Mitsystems

(pio Sollwertphase des Mitsystems cow Sollwertfrequenz des Mitsystems

Ü20 Sollwertamplitude des Gegensystems

(p2o Sollwertphase des Gegensystems uq(t) Netzspannung

SQ Netzanschlussspannung

SQ[X] symmetrischen Komponenten der Netzanschlussspannung

ÜIQ Netzanschlussamplitude des Mitsystems

(piQ Netzanschlussphase des Mitsystems

COIQ Netzanschlussfrequenz des Mitsystems

Ü2Q Netzanschlussamplitude des Gegensystems

(p2Q Netzanschlussphase des Gegensystems

S _S ync[x] symmetrischen Komponenten der Synchronisationsspannung üisync Synchronisationsamplitude des Mitsystems

(pisync Synchronisationsphase des Mitsystems

CO sync Synchronisationsfrequenz

U2sync Synchronisationsamplitude des Gegensystems p2sync Synchronisationsphase des Gegensystems

As[x] stationärer Fehler zwischen SQ[X] und Ssyncfx] Sref Referenzspannung üuef Referenzamplitude des Mitsystems

(piref Referenzphase des Mitsystems

Ü2ref Referenzamplitude des Gegensystems

(p2ref Referenzphase des Gegensystems

Uref(t) Zeitsignal, Modulationsspannung

Q*, P* Referenzleistungen

PLL Phasenregelschleife sDFT gleitende diskrete Fourier-Transformation iDFT inverse diskrete Fourier-Transformation

SK Methode der symmetrischen Komponenten iSK Methode der inversen symmetrischen Komponenten

Reg. regelungstechnische Stellglieder