DE102011054002B4

DE102011054002B4 - Dezentrale Energieerzeugungsanlage mit Einrichtung und Verfahren zur Inselnetzerkennung

Info

Publication number: DE102011054002B4
Application number: DE102011054002A
Authority: DE
Inventors: Jochen Hantschel; Felix Martin
Original assignee: Refusol GmbH
Current assignee: AEI Power GmbH
Priority date: 2011-09-28
Filing date: 2011-09-28
Publication date: 2013-06-06
Anticipated expiration: 2031-09-29
Also published as: US20140254227A1; DE102011054002A1; US9467070B2; JP6029033B2; WO2013045412A3; WO2013045412A2; JP2014528235A

Abstract

Es sind eine Einrichtung und ein Verfahren zur Überwachung einer dezentralen Energieerzeugungsanlage zur Einspeisung in ein dreiphasiges Netz zur Verhinderung eines ungewollten Inselnetzbetriebs offenbart, wobei die Energieerzeugungsanlage (1) einen Wechselrichter (7) aufweist, der aus einer eingangsseitigen Gleichspannung, insbesondere eines Photovoltaikgenerators, drei zueinander phasenverschobene Wechselströme erzeugt, die in das Netz (4) eingespeist werden. Das Überwachungsverfahren beruht darauf, dass für einen vorbestimmten Zeitraum der Leistungssollwert für eine bestimmte Phase der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes erstes Maß (X) geändert, z. B. reduziert wird, während die Leistungssollwerte für die anderen beiden Phasen um ein vorbestimmtes zweites und/oder drittes Maß (Y2, Y3) gegensinnig geändert, z. B. vergrößert werden. Dabei ist die Summe aus dem zweiten und dem dritten Maß (Y2, Y3) gleich dem ersten Maß. Wird eine Änderung der Amplitude der Netzwechselspannung gegenüber dem Nennwert für die eine bestimmte Phase erkannt, die größer ist als ein vorgegebener Schwellenwert, wird ein ungewollter Inselnetzbetrieb festgestellt, und die Anlage (1) wird vom Netz (4) getrennt. Die Überwachung kann weitgehend ohne Leistungs- und Wirkungsgradverluste und bei reduzierter Schieflast durchgeführt werden.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Überwachen einer dezentralen Energieerzeugungsanlage zur Inselnetzerkennung sowie eine dezentrale Energieerzeugungsanlage mit einer derartigen Überwachungseinrichtung.
Dezentrale Energieerzeugungsanlagen finden zur Einspeisung von Energie in ein öffentliches oder privates Versorgungsnetz oder zur Speisung elektrischer Verbraucher zunehmend Verwendung. Hierzu sind unterschiedliche Anlagen, wie Photovoltaikanlagen, Brennstoffzellenanlagen und dgl. bekannt, die Wechselrichter verwenden, um eine eingangsseitig verfügbare Gleichstromleistung in eine ausgangsseitige Wechselstromleistung umzuwandeln. Bei einer Netzankopplung arbeiten die Wechselrichter dabei ausgangsseitig phasensynchron zu dem Netz, so dass sie eine Wechselspannung entsprechend der Frequenz und Amplitude der Netzspannung und einen hierzu synchronen Wechselstrom erzeugen.
Um bei einem Netzausfall, z. B. einer Netzstörung oder einer gezielten Netzabschaltung, z. B. zwecks Arbeiten am Netz, eine weitere Speisung durch den Wechselrichter und damit verbundene Gefahren zu vermeiden, muss vorschriftsmäßig eine Einrichtung zur Netzüberwachung vorgesehen sein, die durch Messung von Betriebsparametern einen Netzausfall erkennt und daraufhin eine selbsttätige Trennung der Energieerzeugungsanlage vom Netz bewirkt. Als Messparameter werden herkömmlich häufig die Spannung und Frequenz der Netzspannung herangezogen.
Bei einer als dreiphasige Netzspannungsüberwachung bezeichneten Methode werden zur Netzausfallerkennung z. B. die Amplituden und Frequenzen der verketteten Spannungen der drei Außenleiter einer dreiphasigen Netzspannung überwacht. Bei Abweichungen der Spannung und/oder Frequenz von dem jeweiligen Nennwert der Netzspannung um einen maximalen Grenzwert wird die Energieerzeugungsanlage innerhalb einer vorgeschriebenen Zeit vom Netz getrennt.
Wenngleich diese Methode recht einfach zu realisieren und grundsätzlich geeignet ist, kann es in Einzelfällen zu Problemen bei der Erkennung eines Netzausfalls kommen. Bildet sich z. B. ein Gleichgewicht zwischen der durch die Energieerzeugungsanlage erzeugten Leistung und der durch lokale Lasten abgenommenen Leistung, führt dies nach Ausfall bzw. Abschaltung des Netzes nicht zur Änderung der überwachten Parameter Spannung und Frequenz. Durch das Leistungsgleichgewicht existiert kein brauchbares Abschaltkriterium, so dass die Anlage nicht abschaltet. Es liegt somit auch nach Netzausfall weiterhin Spannung an dem Netz an, was als sog. ungewollter Inselnetzbetrieb bezeichnet wird. Dieser kann eine Gefahr bspw. für Wartungspersonal darstellen, weil in einem abgeschalteten Netzabschnitt nun, anders als erwartet, keine Spannungsfreiheit herrscht. Es muss sichergestellt werden, dass auch bei einem Leistungsgleichgewicht nach Abschalten des Netzes die Energieerzeugungsanlage sicher vom Netz abgetrennt wird.
Der deutsche Normentwurf VDE 0126 sieht für eine Prüfung auf Abschaltung infolge ungewollten Inselnetzbetriebs eine Prüfschaltung vor, die einen ausbalancierten Einspeise- und Lastzustand sowie Spannungs- und Frequenzstabilisierungsbedingungen eines Netzbereiches, der durch Unterbrechung eine Netzinsel bilden kann, simuliert. Hierzu wird die Gleichspannungsseite des Wechselrichters über eine regelbare Energiequelle versorgt, während auf der Wechselspannungsseite parallel zum Ausgang Widerstände, Drosselspulen und Kondensatoren geschaltet werden, die einen RLC-Schwingkreis bilden und auf die erzeugten Wirk- und Blindleistungen feinstufig angepasst werden können. Der RLC-Schwingkreis wird eingestellt, um den Wechselrichter so zu belasten, dass keine Leistung ins Netz abgegeben wird. Zur Prüfung einer dreiphasigen Anordnung wird die Prüfschaltung der Reihe nach an jeweils wenigstens einen der Außenleiter angeschlossen, während der bzw. die anderen Außenleiter direkt mit dem Netz verbunden werden. Die Ausschaltungen müssen jeweils innerhalb einer vorgegebenen maximalen Zeitdauer, in etwa 0,2 Sekunden, nach der Netztrennung erfolgen. Wenn der Wechselrichter mit einem derart ausbalancierten RLC-Schwingkreis belastet ist, lässt sich ein Netzausfall allein mittels Spannungs- und Frequenzüberwachung, ohne geeignete zusätzliche Maßnahmen nicht sicher erkennen.
Als eine derartige Maßnahme ist die Methode der Netzimpedanzmessung vorgeschlagen worden. Hierbei werden Netzgrößen, wie Spannung und/oder Strom, aktiv durch ein Messgerät oder durch den Wechselrichter selbst beeinflusst, wobei aus der Beeinflussung die Netzimpedanz abgeleitet wird. z. B. kann im Bereich des Nulldurchgangs der Netzwechselspannung durch das Messgerät ein konstanter Stromwert als Impuls auf das Netz angelegt werden. Die Spannung, die notwendig ist, um während eines derartigen Nulldurchgangs einen konstanten Strom einzuprägen, ist ein Maß für die Netzimpedanz, die sich dann berechnen lässt. Anstelle eines Impulses im Nulldurchgang der Netzwechselspannung kann dieser auch eine Oberwellenschwingung aufmoduliert werden. Jedenfalls kann die Netzimpedanz bestimmt und mit zulässigen Grenzwerten verglichen werden. Der Normentwurf VDE 0126 sieht die Netzimpedanzmessung als zuverlässige Methode zur Verhinderung eines ungewollten Inselnetzbetriebes an und nennt Grenzwerte für die Netzimpedanz und für Impedanzsprünge.
Die Netzimpedanzmessmethode weist aber auch Nachteile auf. So wird durch die Aufschaltung der Stromimpulse bzw. -signale der Oberschwingungsgehalt der Netzspannung vergrößert, was von Energieversorgungsunternehmen nicht unbegrenzt toleriert wird. Außerdem können sich mehrere Wechselrichter an einem gemeinsamen Versorgungsbereich, die nach dem Prinzip der Impedanzmessung arbeiten, gegenseitig beeinflussen, wenn keine aufwendige Synchronisierung vorgesehen wird.
Es sind noch weitere Verfahren zur Erkennung eines Netzausfalles vorgeschlagen worden. Bei einem aus der Praxis bekannten Verfahren wird bspw. dem Wechselrichter ein kapazitives Verhalten aufgeprägt, indem eine Verschiebung der Phasenlage des ausgangsseitigen Wechselstroms zur Wechselspannung vorgegeben wird. Nachdem die Kapazität des Wechselrichters nun in Reihe zu der Kapazität bspw. einer ausbalancierten Last, z. B. des ausbalancierten RLC-Schwingkreises bei der Prüfung nach VDE 0126, liegt, ändert sich dadurch die Grundfrequenz des LC-Parallelschwingkreises, so dass dieser bei einem Netzausfall die Frequenz des Netzes nicht mehr exakt halten kann. Dadurch kommt es zu einer Änderung der Phasenlage der einzelnen Außenleiterspannungen (d. h., im Zeigerdiagramm laufen die Zeiger der Außenleiterspannungen auseinander), was dann als ungewollter Inselnetzbetrieb erkannt werden kann.
Durch die kurzzeitig aufgeprägte Phasenverschiebung zwischen Strom und Spannung wird jedoch der Leistungsfaktor cosφ, der das Verhältnis vom Betrag der Wirkleistung zur Blindleistung kennzeichnet, verringert. Der Wirkungsgrad sinkt, und der Anteil der Blindleistung steigt, was von Energieversorgungsunternehmen unerwünscht ist. Es ist möglichst ein Leistungsfaktor cosφ gleich eins anzustreben.
Bei einem anderen bekannten Verfahren wird zur Inselnetzerkennung kurzzeitig die Ausgangsleistung des Wechselrichters geändert. Ist das Netz angeschlossen, hält dieses auch dabei die Amplitude der Netzspannung stabil. Im Falle eines Netzausfalles ändert sich aber die Netzamplitude, was als Inselnetzbetrieb erkannt werden kann.
Nachteilig hierbei ist, dass sich bei einer Änderung der Ausgangsleistung des Wechselrichters auch seine Eingangsleistung ändert. Bei einer Photovoltaikanlage wird dadurch bspw. der Betriebspunkt des Photovoltaikgenerators ungünstig beeinflusst. In einer Photovoltaikanlage stellt nämlich eine spezielle Reglereinrichtung den Betriebspunkt eines Photovoltaikgenerators im Betrieb stets leistungsoptimiert derart ein, dass der Generator immer die nach den momentanen Einstrahlungsverhältnissen größtmögliche Leistung abgibt. (Dieser Betriebspunkt mit dem momentan größten Leistungsertrag wird als MPP-Punkt (Maximum-Power-Point) und die Reglereinrichtung als MPP-Tracker bezeichnet.) Wird durch die kurzzeitige Änderung der Ausgangsleistung die Eingangsleistung des Wechselrichters geändert, wird der MPP-Punkt auf der Kennlinie des Photovoltaikgenerators verlassen. Dadurch verschlechtert sich der Wirkungsgrad. Außerdem steigt der Flickeranteil im Netz.
EP 1 808 947 A2 beschriebt ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Detektion eines Inselbetriebs einer dezentralen Energieerzeugungsanlage zur Einspeisung in ein Netz mit einem Wechselrichter, wobei das Verfahren ein Generieren eines Leistungssollwertes für die Netzwechselspannung, Ändern des Leistungssollwertes für die Netzwechselspannung um eine Blindleistungsfluktuationskomponente in einem vorbestimmten Zeitraum, Erzeugen des Wechselstroms auf der Basis der geänderten Leistungssollwerte, Messen der Systemzykluszeit der Netzwechselspannung in dem vorbestimmten Zeitraum; Anpassen der Blindleistungsfluktuationskomponente in Abhängigkeit von den gemessenen Systemzykluszeiten und Feststellen eines Inselbetriebs auf der Basis einer Änderung der gemessenen Systemzykluszeiten aufweist.
DE 195 04 271 C1 beschreibt ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Erkennung und Verhinderung von unkontrollierten Inselnetzen durch Impedanzüberwachung in Wechselstromnetzen.
Hierzu wird in dem Wechselstromnetz in Intervallen ein Blindstrom erzeugt. Anschließend wird die Phasenverschiebung der Spannung ohne Blindstrom zu der Spannung mit Blindstrom gemessen und aus der Phasenverschiebung eine Netzimpedanz ermittelt. Zur Verhinderung von unkontrollierten Inselnetzen wird die Impedanz überwacht und bei sprunghafter Änderung der Impedanz das Teilnetz abgetrennt.
Ausgehend hiervon ist es Aufgabe der Erfindung, die vorstehenden Unzulänglichkeiten zu beseitigen und Maßnahmen zur sicheren Erkennung eines Netzausfalls für eine dezentrale Energieerzeugungsanlage vorzuschlagen. Insbesondere ist es eine Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zum Überwachen einer dezentralen Energieerzeugungsanlage zur Einspeisung in ein Netz sowie eine dezentrale Energieerzeugungsanlage mit einer zugehörigen Überwachungseinrichtung zu schaffen, die eine sichere Erkennung des Netzausfalles auch bei einem Gleichgewicht zwischen der von der Anlage erzeugten Leistung und der durch lokale Lasten abgenommenen Leistung, wie bspw. bei der von dem Normentwurf VDE 0126 vorgeschlagenen Schwingkreisprüfung mit ausbalanciertem RLC-Schwingkreis, ermöglichen. Vorteilhafterweise sollte die Erkennung des Netzausfalles ohne Wirkungsgradverluste ermöglicht sein. Außerdem sollte beim Einsatz an einer Photovoltaikanlage ein Verlassen des optimalen MPP-Betriebspunktes des Photovoltaikgenerators vermieden werden.
Diese Aufgaben werden erfindungsgemäß durch das Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1 und die Energieerzeugungsanlage nach Anspruch 18 gelöst.
Das erfindungsgemäße Verfahren ist zum Überwachen einer dezentralen Energieerzeugungsanlage zur Einspeisung in ein dreiphasiges Netz mit einem Wechselrichter, der aus einer eingangsseitigen Gleichspannung drei zueinander phasenverschobene Wechselströme erzeugt, die in das Netz eingespeist werden, vorgesehen. Das Verfahren weist die folgenden Schritte auf: a) Generieren eines Leistungssollwertes für jede Phase der Netzwechselspannung, so dass jeder erzeugte Wechselstrom an die Amplitude, Frequenz und Phasenlage einer jeweiligen Phase der Netzwechselspannung angepasst ist; b) Ändern des Leistungssollwertes für eine bestimmte Phase i der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes erstes Maß in einem vorbestimmten Zeitraum; c) gegensinniges Ändern des Leistungssollwertes für wenigstens eine der anderen Phasen j, mit j ungleich i, der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes zweites und/oder drittes Maß in dem gleichen Zeitraum, wobei die Summe aus dem zweiten und dem dritten Maß gleich dem ersten Maß ist; d) Erzeugen der Wechselströme mit dem Wechselrichter auf der Basis der geänderten Leistungssollwerte; e) Messen der Amplitude wenigstens der einen bestimmten Phase i der Netzwechselspannung in dem vorbestimmten Zeitraum; und f) Feststellen, wenn sich die gemessene Amplitude wenigstens der einen bestimmten Phase i der Netzwechselspannung um mehr als eine maximale zulässige Größe ändert.
Die Erfindung setzt also bei dem Verfahren der Wirkleistungsmodifikation an, bei dem zur Erkennung eines ungewollten Inselnetzbetriebs die Ausgangsleistung des Wechselrichters kurzzeitig geändert wird. Hierzu reduziert oder erhöht die Erfindung den Leistungssollwert, also den Sollwert der einzuspeisenden Leistung, für eine bestimmte Phase der Netzwechselspannung, z. B. L1, um ein vorbestimmtes erstes Maß in einem vorbestimmten Zeitraum. Die Reduktion oder Erhöhung der Wechselleistung an dem Ausgang für die eine Phase, z. B. L1, wird aber durch eine entsprechende Erhöhung bzw. Reduktion der Ausgangsleistung an wenigstens einer der anderen Phasen, z. B. L2 und/oder L3, kompensiert. Zu diesem Zweck wird der Leistungssollwert für entweder die zweite Phase, z. B. L2, und/oder die dritte Phase, z. B. L3, der Netzwechselspannung gleichzeitig derart gegensinnig geändert, dass betragsmäßig die Summe aus dem zweiten oder dritten Maß dem ersten Maß entspricht. Wenn z. B. der Leistungssollwert für die Phase L1 um 2% reduziert wird, werden die Leistungssollwerte für die Phase L2 und/oder L3 zusammen um 2% vergrößert.
Die Ausgangsleistung des Wechselrichters, summiert über alle Phasen, bleibt folglich gleich. Dadurch ändert sich auch die Eingangsleistung des Wechselrichters nicht, so dass einer Gleichspannungsquelle, bspw. einem Photovoltaikgenerator, eine weitgehend konstante Leistung entnommen wird. Insbesondere wird der Betriebspunkt bspw. eines Photovoltaikgenerators nicht geändert, und sein optimaler Betriebspunkt (MPP-Punkt) wird nicht verlassen. Durch Zugrundelegung des Prinzips der Wirkleistungsmodifikation wird durch die Erfindung ein Netzausfall stets, auch bei einem Gleichgewicht zwischen erzeugter und durch lokale Lasten abgenommener Leistung sicher erkannt. Nur im Falle eines Netzausfalles würde sich die Amplitude der Netzwechselspannung wenigstens der einen bestimmten Phase derart ändern, dass dies erkannt würde und die Anlage abgeschaltet werden würde.
Gemäß einer bevorzugten Anwendung ist die Energieerzeugungsanlage eine Photovoltaikanlage, die einen Photovoltaikgenerator aufweist, der die Gleichspannungs-Eingangsleistung für den Wechselrichter liefert. Dabei wird der Photovoltaikgenerator vorzugsweise in seinem individuellen maximalen Leistungspunkt (dem MPP-Punkt) betrieben, um bei den momentanen Umgebungs- und Betriebsparametern die maximale Gleichspannungs-Eingangsleistung für den Wechselrichter zu liefern und so den momentanen größten Leistungsertrag zu ermöglichen. Bei der erfindungsgemäßen Erkennung des Netzausfalls kann der Wechselrichter weiterhin im MPP-Betriebspunkt geregelt werden.
Bspw. kann in einer Ausführungsform ein MPP-Tracker einen den jeweiligen MPP-Betriebspunkt kennzeichnenden Spannungssollwert bestimmen und einem Spannungsregler übergeben. Dieser regelt dann die Eingangsspannung des Wechselrichters auf den benötigten Wert ein und gibt einem nachfolgenden Wechselstromregler einen Leistungssollwert vor, um die Eingangsspannung auf dem Spannungssollwert konstant zu halten. Der Wechselstromregler regelt den Wechselstrom auf den benötigten Wert ein, um den vorgegebenen Leistungssollwert zu erhalten. Eine Ansteuerungseinrichtung steuert bspw. Schaltelemente des Wechselrichters geeignet an, um den von dem Stromregler vorgegebenen Wechselstrom zu erzielen.
Im Allgemeinen wird die zur Verfügung stehende Leistung gleichmäßig auf alle Phasen der Netzspannung verteilt. D. h. der Leistungssollwert pro Phase entspricht im Wesentlichem einem Drittel des von dem Spannungsregler vorgegebenen Gesamtleistungssollwerts. Daraus lassen sich unter Berücksichtigung der momentanen Istwerte der jeweiligen Phasenspannungen die jeweiligen Wechselstromsollwerte für alle Phasen genau bestimmen. Auch wenn sich die Amplituden der einzelnen Phasenspannungen geringfügig voneinander unterscheiden, ist die Leistungsentnahme aus dem Generator weitgehend konstant.
In einer abgewandelten Ausführungsform der Erfindung wird der Wechselstromsollwert pro Phase unter der vereinfachenden Annahme, dass die Amplituden der Phasenspannungen untereinander gleich sind und bspw. dem Nennwert entsprechen, bestimmt. D. h., die momentanen Phasenspannungsistwerte werden hier nicht berücksichtigt. In diesem Fall kann anstelle des Leistungssollwerts für die jeweilige Phase direkt der Wechselstromsollwert vorgegeben und entsprechend dem erfindungsgemäßen Verfahren zur Inselnetzerkennung geändert werden, so dass sich der Aufwand reduziert. Es ist verständlich, dass in einem derartigen Fall der Begriff „Leistungssollwert” in den Schritten a) bis f) des erfindungsgemäßen Verfahrens einem „Stromsollwert” entspricht.
In einer bevorzugten Ausführungsform wird im Schritt b) des erfindungsgemäßen Verfahrens der Leistungssollwert (bzw. Stromsollwert) für die eine bestimmte Phase der Netzwechselspannung reduziert, während im Schritt c) der Leistungssollwert (bzw. Stromsollwert) für wenigstens eine der anderen Phasen der Netzwechselspannung erhöht wird. Es ist aber auch eine umgekehrte Vorgehensweise mit einer Erhöhung des Leistungssollwertes für die eine bestimmte Phase möglich.
In einer bevorzugten Ausführungsform werden die Leistungssollwerte (bzw. Stromsollwerte) für die anderen beiden Phasen in gleichem Maße geändert. D. h., das zweite und das dritte Maß sind gleich und betragen jeweils die Hälfte des Betrags des ersten Maßes. Wenn z. B. das erste Maß 2% beträgt, betragen das zweite und das dritte Maß jeweils 1%. Dies hat den Vorteil, dass die Schieflasten auf die beiden anderen Phasen gleichmäßig verteilt werden. Die Ausgangsleistungen der zweiten und der dritten Phase liegen nahe an der Nennleistung, was geringe Beeinflussungen des Netzes, z. B. geringe Flickererzeugung, zur Folge hat.
In einer anderen vorteilhaften Ausführungsform der Erfindung wird der Leistungssollwert (bzw. Stromsollwert) lediglich für eine der anderen beiden Phasen um ein entsprechendes Maß geändert, das dem ersten Maß gleich ist. Z. B. wird der Leistungssollwert für die zweite Phase um 2% erhöht, wenn der für die erste Phase um 2% reduziert wird. Der Leistungssollwert für die dritte Phase wird unverändert belassen. Es ist möglich, gleichzeitig eine Messung für die beiden Phasen mit geändertem Leistungssollwert durchzuführen. Für diese Phasen ist zwar dann die Abweichung gegenüber der Nennleistung größer. Die Häufigkeit der Messungen wird aber reduziert, so dass die Zeiten, an denen eine Schieflast für eine Phase auftritt, seltener werden.
Der vorbestimmte Zeitraum kann vorzugsweise einer Periode der Netzwechselspannung entsprechen. Dies ermöglicht eine einfache Stromregelung bei reduzierten Stromsprüngen, insbesondere wenn der Beginn des vorbestimmten Zeitraums mit dem Nulldurchgang der einen bestimmten Phase der Netzwechselspannung synchronisiert ist. Eine Periode der Netzwechselspannung reicht aus, damit sich die Amplitude der Netzspannung an der jeweiligen Phase hinreichend ändert, um als ein Netzausfall erkannt zu werden.
Die maximale zulässige Größe für die Änderung der Amplitude wenigstens der einen bestimmten Phase der Netzwechselspannung ist geeignet gewählt, um eine sichere Erkennung des Netzausfalls innerhalb des vorbestimmten Zeitraums zu ermöglichen. Bevorzugterweise entspricht die maximale zulässige Größe in etwa dem ersten Maß der Änderung des Leistungssollwerts für die eine bestimmte Phase. In einer bevorzugten Ausführungsform betragen die maximal zulässige Änderung der Amplitude und das erste Maß beide ca. 2%.
In einer Ausführungsform der Erfindung wird in dem Fall, dass die Änderung der gemessenen Amplitude der Netzwechselspannung für die eine bestimmte Phase die maximal zulässige Größe überschreitet, die Energieerzeugungsanlage automatisch vom Netz getrennt. Das Verfahren kann relativ schnell durchgeführt werden, wobei zur sicheren Erkennung des Netzausfalls die Vorgabewerte für das erste Maß und die maximal zulässige Größe der Netzspannungsänderung gegebenenfalls auf bspw. ca. 4% erhöht werden können.
In einer bevorzugten alternativen Ausführungsform des Verfahrens wird zunächst ein erster Durchlauf mit den Schritten a) bis f) mit reduzierten Vorgabewerten für das erste Maß und die maximale zulässige Größe von z. B. nur 2% durchgeführt. Wird eine Überschreitung der zulässigen Maximalgröße durch die Netzspannungsänderung festgestellt, wird dies als eine gegebene Wahrscheinlichkeit für einen Netzausfall (im Folgenden „Verdacht”) interpretiert, und die Schritte a) bis f) werden nach einem weiteren Zeitraum mit vergrößerten Werten für das vorbestimmte erste Maß und die maximal zulässige Größe von nun z. B. 4% wiederholt. Überschreitet die Netzspannungsänderung für die eine bestimmte Phase nun diese vergrößerte maximale zulässige Größe, wird dies endgültig als Netzausfall festgestellt, und die Anlage wird automatisch vom Netz getrennt. Vorteilhafterweise wird der Strom während des ersten Durchlaufs des Verfahrens nur geringfügig reduziert, was geringe Abweichungen gegenüber Nennleistungen an den einzelnen Phasen und geringe Flickererscheinung zur Folge hat. Nur bei ,,Verdacht” wird der Durchlauf bei stärkerer Stromänderung wiederholt. Schieflasten und entsprechende Auswirkungen auf das Netz lassen sich dadurch gering halten.
Der weitere Zeitraum kann, wie der vorbestimmte Zeitraum auch, einer Periode der Netzwechselspannung entsprechen. Außerdem können die vergrößerten Werte für das erste Maß und die zulässige Maximalgröße der Netzspannungsänderung wenigstens etwa den doppelten Werten während des ersten Durchlaufs entsprechen.
Das erfindungsgemäße Verfahren wird vorzugsweise periodisch und abwechselnd für jede der drei Phasen der Netzwechselspannung als die bestimmte Phase wiederholt. Z. B. können die Verfahrensschritte während einer Periode der Netzspannung (z. B. etwa 40 ms bei 50 Hz Netzfrequenz) für eine erste Phase durchgeführt und bedarfsweise nach einer Auswerte- und Wartezeit, z. B. einer weiteren Periode der Netzspannung, mit erhöhten Vorgabewerten verifiziert. Nach einer Zeitspanne von z. B. zehn Perioden (200 ms bei 50 Hz Netzfrequenz) wird das Verfahren dann für die zweite Phase L2 durchgeführt. Nach weiteren z. B. zwanzig Perioden (400 ms) wird das Verfahren für die dritte Phase L3 durchgeführt.
Dadurch, dass jede Phase einzeln überprüft wird, kann der Netzausfall auch bei nur einphasiger ausbalancierter Last, z. B. bei einphasiger Schwingkreisbelastung gemäß dem Prüfvorschlag des Normentwurfs VDE 0126, sicher erkannt werden.
Gemäß einem weiteren Aspekt der Erfindung ist eine dezentrale Energieerzeugungsanlage zur Einspeisung in ein dreiphasiges Netz, insbesondere eine Photovoltaikanlage zur Einspeisung in ein öffentliches oder privates Energieversorgungsnetz, geschaffen, wobei die Energieerzeugungsanlage einen dreiphasigen Wechselrichter aufweist, der eine eingangsseitige Gleichspannung, insbesondere eines Photovoltaikgenerators, in drei zueinander phasenverschobene Wechselströme wandelt, die in das Netz eingespeist werden. Die erfindungsgemäße Energieerzeugungsanlage weist eine Reglereinrichtung zur Regelung der in den Wechselrichter eingespeisten Leistung auf einen momentanen maximalen Leistungswert, eine Sensoreinrichtung zur Erfassung von Betriebsparametern der Anlage, eine Trenneinrichtung zur bedarfsweisen Trennung und Verbindung der Anlage von bzw. mit dem Netz und eine Steuereinrichtung zur Steuerung des Betriebs des Wechselrichters auf, wobei die Steuereinrichtung mit der Regeleinrichtung, der Sensoreinrichtung und der Trenneinrichtung in Kommunikation- bzw. Wirkverbindung steht und eine Steuerlogik zur Durchführung des vorstehend beschriebenen Verfahrens zur Überwachung der Anlage zur Erkennung eines Netzausfalls aufweist. Sobald die Steuereinrichtung einen Netzausfall bzw. einen ungewollten Inselnetzbetrieb erkennt, veranlasst sie, dass die Trenneinrichtung die Energieerzeugungsanlage sicher galvanisch vom Netz trennt. Die Vorteile des erfindungsgemäßen Überwachungsverfahrens kommen der Energieerzeugungsanlage in gleichem Maße zugute. Um Wiederholungen zu vermeiden, wird in Bezug auf mögliche Ausführungsformen und deren Vorteile auf die vorstehende Beschreibung verwiesen.
Weitere Einzelheiten vorteilhafter Ausführungsformen der Erfindung sind Gegenstand der Zeichnung, der Beschreibung und der Patentansprüche.
In der Zeichnung sind Ausführungsformen der Erfindung veranschaulicht, wobei jedoch die Zeichnung lediglich der Veranschaulichung der Prinzipien der Erfindung dient und diese in keiner Weise beschränkt. Es zeigen:
1 ein Blockschaltbild einer erfindungsgemäßen Energieerzeugungsanlage mit einer Überwachungseinrichtung zur Inselnetzerkennung, in stark vereinfachter Darstellung;
2 eine Prüfschaltung zur Überprüfung der Funktionsweise einer Überwachungseinrichtung zur Inselnetzerkennung;
3 ein vereinfachtes Flussdiagramm einer Ausführungsform eines erfindungsgemäßen Verfahrens zur Überwachung einer Energieerzeugungsanlage bezüglich Netzabschaltung;
4 ein vereinfachtes Flussdiagramm einer modifizierten Ausführungsform eines erfindungsgemäßen Verfahrens zur Überwachung einer Energieerzeugungsanlage bezüglich Netzabschaltung; und
5 Zeitdiagramme der erzeugten Wechselströme zur Erläuterung der Funktionsweise der Verfahren gemäß den 3 und 4, in stark vereinfachter Darstellung.
In 1 ist in einer stark schematisierten Darstellung eine erfindungsgemäße Energieerzeugungsanlage 1 dargestellt, die dazu dient, aus einer regenerativen Energiequelle einen Wechselstrom zu erzeugen, der in ein Netz eingespeist wird. Im vorliegenden Fall und gemäß einer bevorzugten Anwendung ist die erfindungsgemäße Energieerzeugungsanlage 1 eine dezentrale Photovoltaikanlage, die die von einem Photovoltaikgenerator 2 erfasste und in elektrische Gleichstromenergie umgewandelte Sonnenenergie mittels einer Wechselrichteranordnung 3 in eine zur Einspeisung in ein Netz 4 passende Wechselstromenergie wandelt. Der Photovoltaikgenerator 2 ist hier nur symbolhaft dargestellt und kann eine Anordnung von einzelnen Photovoltaikmodulen aufweisen. Das Netz 4 kann ein öffentliches Netz eines Energieversorgungsunternehmens oder ein privates Netz sein, das bspw. mehrere angeschlossene Verbraucher enthält.
Die Wechselrichteranordnung 3 weist grundsätzlich einen üblichen Aufbau mit Komponenten bzw. Baugruppen und Funktionen auf, die es ermöglichen, die vom Photovoltaikgenerator 2 eingangsseitig bereitgestellte Gleichspannung und den Gleichstrom in Wechselspannung und Wechselstrom zu wandeln, die bzgl. Der Amplitude, Frequenz und Phase an die Wechselspannung des angeschlossenen Netzes 4 angepasst sind. In Bezug auf die vorliegende Erfindung kann die Beschreibung des Aufbaus der Wechselrichteranordnung 3 im Wesentlichen darauf reduziert werden, dass die Wechselrichteranordnung 3 eine Reglereinrichtung 6 zur Regelung der dem Photovoltaikgenerator 2 entnommenen Leistung, einen Wechselrichter 7, eine Sensoreinrichtung 8, die Umgebungs- und Betriebsparameter der Energieerzeugungsanlage 1 erfasst, und eine Steuereinrichtung 9 aufweist, die von der Sensoreinrichtung 8 erfasste Parameterwerte empfängt und basierend darauf den Betrieb der Komponenten, insbesondere des Wechselrichters 7, überwacht und steuert.
Die Reglereinrichtung 6 ist dem Photovoltaikgenerator 2 nachgeschaltet und weist einen Gleichspannungswandler oder dgl. auf, der das MPP-Tracking übernimmt. Unter MPP(Maximum-Power-Point)-Tracking versteht man das Betreiben der Photovoltaikmodule in ihrem individuellen maximalen Leistungspunkt, um eine optimale Leistungserzeugung der einzelnen Photovoltaikmodule zu erzielen. Der maximale Leistungspunkt (MPP-Punkt) hängt von der Bestrahlungsstärke, der Temperatur und dem Typ der Photovoltaikzellen ab. Damit der Photovoltaikgenerator immer am MPP-Punkt arbeitet, regelt der MPP-Tracker die Spannung auf den benötigten Wert, variiert üblicherweise die DC-Spannung um einen kleinen Betrag, bestimmt dann jeweils das Produkt aus Strom und Spannung und stellt die Betriebsspannung in Richtung höherer Leistung nach. Damit kann auch bei wechselnden Bestrahlungsverhältnissen immer ein Betrieb des Photovoltaikgenerators 2 im MPP-Punkt sichergestellt werden. Die dem Photovoltaikgenerator 2 entnommene Leistung wird am Eingang 11 des Wechselrichters 7 bereitgestellt.
Der Wechselrichter 7 ist ein dreiphasiger Wechselrichter, der die Funktion der Sinustransformation der Gleichspannungs-Zwischenkreisleistung an seinem Eingang oder Zwischenkreis 11 ins Netz übernimmt. Der Wechselrichter 7 kann beliebige Konfigurationen aufweisen, wie sie in der Technik allgemein bekannt sind. Bevorzugterweise weist der Wechselrichter 7 eine Anordnung von hochfrequent taktbaren Schalterelementen, wie bspw. IGBT-Schaltern oder dgl., auf, die mit einem vorgegebenen Muster, vorzugsweise pulsweitenmoduliert, angesteuert werden, um am Ausgang 12 des Wechselrichters 3 um 120° zueinander phasenverschobene Wechselströme zu erzeugen, die mit den einzelnen Phasen L1, L2 und L3 der Netzspannung des Netzes 4 synchronisiert sind. Der hier vierpolige Ausgang 12 des Wechselrichters 7 weist drei Ausgangsanschlüsse (L1, L2, L3) 13, 14, 16, die die einzelnen Phasen der ausgangsseitigen Wechselspannung des Wechselrichters 7 bzw. der Netzspannung führen, und einen Neutralausgangsanschluss (N) 17 auf, der netzseitig durch Erdung auf ein definiertes Nullpotential gelegt werden kann.
Die Sensoreinrichtung 8 weist Sensormittel, wie Strom- und Spannungsfühler auf, die es ermöglichen, Signale an unterschiedlichen Stellen der Energieerzeugungsanlage 1, insbesondere der Wechselrichteranordnung 3, zu erfassen. Es können die Eingangsspannung des Wechselrichters, die über die jeweiligen Ausgangsanschlüsse 13, 14 und 16 eingespeisten Phasenströme I_L1, I_L2, I_L3, die Amplituden der Phasen der Netzspannung U_L1, U_L2, U_L3, aber auch Parameter, die bspw. die momentanen Umgebungsbedingungen, z. B. die Einstrahlungsstärke und Temperatur am Photovoltaikgenerator, betreffen, erfasst werden (hier nicht veranschaulicht). Die Sensoreinrichtung 8 ist mit der Steuereinrichtung 9 kommunikationsmäßig verbunden und liefert die erfassten Messwerte zu dieser.
Die Steuereinrichtung 9 steuert den Betrieb insbesondere des Wechselrichters 7 in Abhängigkeit von von der Sensoreinrichtung 8 gelieferten Signalen. Hierzu verarbeitet die Steuereinrichtung 9 die empfangenen Signale gemäß vorbestimmten logischen Regeln, um Ausgangssignale bspw. zur Ansteuerung der Schalterelemente des Wechselrichters 7 sowie auch Steuersignale für die Reglereinrichtung 6 auszugeben. Genauer gesagt, erzeugt die Steuereinrichtung als Funktion der erfassten Parameter Leistungssollwerte für jede Phase der Netzwechselspannung, um die gewünschten ausgangsseitigen Wechselströme zu erhalten. Die Leistungssollwerte können bspw. in einer Pulsweitenmodulationsstufe in ein entsprechendes Ansteuerungsmuster umgesetzt werden, mit dem die Schalterelemente des Wechselrichters getaktet werden, um nach Filterung die gewünschten Wechselströme an dem Wechselrichterausgang 12 zu ergeben. Grundsätzlich arbeitet die Wechselrichteranordnung 3 in herkömmlicher Weise im netzgekoppelten Betrieb.
Um die Verfügbarkeit des Versorgungsnetzes 4 während des Betriebs der Anlage 1 zu überwachen, weist die erfindungsgemäße Wechselrichteranordnung 3 eine integrierte Überwachungseinrichtung 19 auf. Die Netzüberwachungseinrichtung 19 kann als selbstständige Baueinheit unabhängig von dem Wechselrichter 7 und seiner zugehörigen Steuereinrichtung 9 geschaffen und in Hardware und/oder Software ausgeführt sein. In der hier veranschaulichten bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist die Überwachungseinrichtung 19 vorzugsweise als Teil der Steuereinrichtung 9, bevorzugterweise als Firmwarelogik in der Steuerungssoftware des Wechselrichters 7, enthalten. Sie überwacht den aktuellen Betriebszustand anhand der von der Sensoreinrichtung 8 gelieferten Messsignale, um einen Netzausfall, bspw. eine Netzabschaltung oder Störung, zu erkennen.
Sobald ein Netzausfall erkannt wird, sollte sich die Wechselrichteranordnung 3 selbsttätig von dem Netz 4 trennen, um eine weitere Einspeisung in das Netz 4 zu vermeiden. Hierzu ist eine Trenneinrichtung 21 eingerichtet, die mit der Überwachungseinrichtung 19 in Verbindung steht. Die Trenneinrichtung 21 weist in der hier veranschaulichten bevorzugten Ausführungsform drei Schalter 22, 23, 24, die jeweils in einer der Ausgangsleitungen 13, 14, 16 des Wechselrichters 7 integriert sind, sowie einen Trennschalter 26 auf, der in dem Neutralleiter 18 angeordnet ist. Sobald die Überwachungseinrichtung 19 Bedingungen feststellt, die einen Netzausfall bzw. ungewollten Inselnetzbetrieb kennzeichnen, steuert sie die Schalter 22, 23, 24 und 26 an, um eine galvanische Trennung zwischen der Anlage 1 und dem Netz zu erzielen.
In 2 ist etwas vereinfacht eine Prüfschaltung dargestellt, die nach dem Normentwurf VDE 0126 verwendet werden kann, um eine Wechselrichteranordnung auf Abschaltung infolge unbeabsichtigten Inselbetriebs zu überprüfen. Die Prüfschaltung kann einen abgeglichenen Paralleleinspeise- bzw. Lastzustand simulieren.
In 2 ist die erfindungsgemäße Wechselrichteranordnung 3 mit dem Wechselrichter 7, der Netzüberwachungseinrichtung 19 und der Trenneinrichtung 21 in die Prüfschaltung integriert veranschaulicht. Die Gleichspannungsseite des Wechselrichters 7 wird über eine regelbare Energiequelle 27 versorgt. Auf der Wechselspannungsseite des Wechselrichters 7 sind parallel zum Ausgang 12 ein Widerstand R 28, eine Drosselspule L 29 und ein Kondensator C 31 geschaltet, die einen RLC-Schwingkreis 32 bilden. Obwohl dies in 2 nicht veranschaulicht ist, kann für jede Phase L1, L2 und L3 ein entsprechender RLC-Schwingkreis 32 vorgesehen sein, der einerseits mit dem Neutralausgangsanschluss 17 verbunden und andererseits über einen Schalter 33 mit dem jeweiligen Wechselrichterausgangsanschluss 13, 14 bzw. 16 verbindbar ist. Ferner sind auch Schalter 34, 36 zwischen dem Wechselrichter 7 und dem RLC-Schwingkreis 32 bzw. zwischen dem RLC-Schwingkreis 32 und dem Netz 4 oder einem geeigneten Netzsimulator angeschlossen.
Der RLC-Schwingkreis wird auf die Energiequelle und das Netz derart eingestellt, dass er die gesamte erzeugte Wirk- und Blindleistung aufnimmt und keine Leistung ins Netz 4 abgegeben wird. Der Widerstand R 28 wird abgestimmt, um die gesamte Wirkleistung, die von dem Wechselrichter 7 abgegeben wird, zu verbrauchen, während die Grundfrequenz des LC-Parallelschwingkreises mit der Netzfrequenz weitgehend übereinstimmt.
Bei der Prüfung werden alle Schalter 32, 34, und 36 zunächst geschlossen und die Wechselrichteranordnung 3 normal an dem Netz 4 oder Netzsimulator betrieben. Wird nun der Schalter 36 geöffnet, um einen Netzausfall zu simulieren, ist es hier gegebenenfalls nicht so leicht möglich, allein durch Spannungs- und Frequenzüberwachung einen Netzausfall zu erkennen. Der LC-Schwingkreis 29, 31 schwingt mit der Netzfrequenz weiter und hält diese aufrecht, auch wenn das Netz abgeschaltet ist. Der Widerstand R verbraucht die gesamte erzeugte Wirkleistung. Aber auch unter diesen Bedingungen einer sog. ausbalancierten Belastung muss ein Netzausfall sicher und schnell, jedenfalls unter 5 Sekunden erkannt werden.
Die erfindungsgemäße Netzüberwachungseinrichtung 19 bewerkstelligt dies durch eine spezielle Überwachungslogik, die nachfolgend unter Bezugnahme auf die 3 erläutert werden soll.
3 veranschaulicht ein erfindungsgemäßes Verfahren 37 zur Überwachung einer dezentralen Energieerzeugungsanlage, insbesondere der erfindungsgemäßen Photovoltaikanlage 1, zur Einspeisung in ein dreiphasiges Netz, bspw. ein öffentliches Versorgungsnetz 4 eines Energieversorgungsunternehmens, mittels eines Wechselrichters 7, um einen Netzausfall oder eine Netzabschaltung zu erkennen und einen ungewollten Inselnetzbetrieb zu vermeiden. Das Verfahren 37 wird parallel zum normalen Betrieb der Energieerzeugungsanlage 1 periodisch, abwechselnd für alle Phasen i = 1, 2, 3 durchgeführt, wobei die Periode derart gewählt ist, dass jedenfalls eine Netzausfallerkennung innerhalb der vorgeschriebenen Zeit, bspw. 5 Sekunden, sichergestellt ist. Das Verfahren beginnt mit dem Schritt 38, in dem Leistungssollwerte P_L1, P_L2, P_L3 für jede Phase der Netzwechselspannung generiert werden, um Wechselströme zu erzeugen, die an die Amplitude, Frequenz und Phasenlage der jeweiligen Netzwechselspannung angepasst sind (Schritt 38).
Der Schritt 38 kann eine Bestimmung eines Sollwertes der gesamten ausgangsseitigen Wechselleistung des Wechselrichters 7, die in das Wechselspannungsnetz 4 eingespeist werden soll, auf der Basis der unter momentanen Umgebungs- und Betriebsbedingungen maximal entnehmbaren Generatorleistung und ein Teilen des ermittelten Sollwerts der Gesamtleistung durch die Anzahl der Phasen der Wechselspannung, hier insbesondere 3, aufweisen. Die erzeugte Wechselleistung wird dann gleichmäßig auf alle Phasen verteilt.
In Schritt 39 wird der Leistungssollwert für eine bestimmte Phase i der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes erstes Maß X in einem vorbestimmten Zeitraum geändert. Als ein Beispiel soll angenommen werden, dass z. B. der Leistungssollwert P_L1 für die Phase i = 1 der Netzwechselspannung um ein erstes Maß X = 0,05 (5%) auf 95% reduziert wird. Der vorbestimmte Zeitraum entspricht vorzugsweise einer Periode der Netzwechselspannung, und sein Beginn ist mit dem Nulldurchgang der jeweiligen Phase, hier der Phase 1 der Netzwechselspannung synchronisiert.
Im Schritt 40 wird der Leistungssollwert für wenigstens eine der anderen beiden Phasen j ≠ i der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes zweites und/oder drittes Maß Y₂ bzw. Y₃ in dem gleichen Zeitraum gegensinnig geändert, wobei die Summe aus dem zweiten und dem dritten Maß Y₂ + Y₃ betragsmäßig gleich dem ersten Maß X ist. Bezugnehmend auf das vorstehend angegebene Beispiel können die Leistungssollwerte P_L2, P_L3 für die anderen beiden Phasen j = 2, 3 z. B. in gleichem Maße um Y₂ = Y₃ = –X/2 geändert, hier also um 2,5% erhöht werden. Dadurch wird die Reduktion der Ausgangsleistung und somit auch der Eingangsleistung des Wechselrichters 7 für die Phase 1 durch eine Erhöhung der Leistungen für die Phasen 2 und 3 kompensiert.
In Schritt 41 werden die Wechselströme an den Wechselrichterausgangsanschlüssen 13, 14 und 16 auf der Basis der nun geänderten Leistungssollwerte P_L1, P_L2 und P_L3 erzeugt.
Die Wechselströme werden hierzu vorzugsweise unter Berücksichtigung der momentanen Amplitudenwerte der Phasenspannungen U_L1, U_L2, U_L3 erzeugt. Bspw. gibt in einer Ausführungsform ein Stromregler den gewünschten Wechselstrom-Sollwert für die jeweilige Phase in Abhängigkeit von dem jeweiligen (geänderten) Leistungssollwert und dem aktuellen Phasenspannungs-Istwert vor, und eine Ansteuereinrichtung steuert bspw. Schaltelemente einer hier nicht näher dargestellten Wechselrichter-Brückenschaltung geeignet an, um den vorgegebenen Wechselstrom-Sollwert für jede Phase zu erhalten.
Die Wechselströme werden in das Netz 4 eingespeist.
In Schritt 42 werden die Netzspannungen für alle Phasen, wenigstens jedoch die Amplitude der Netzspannung U_Li für die betreffende Phase i in dem vorbestimmten Zeitraum gemessen.
In Schritt 43 wird festgestellt, ob sich die gemessene Amplitude wenigstens der einen bestimmten Phase i der Netzwechselspannung U_Li um mehr als eine maximale zulässige Größe Z gegenüber dem Sollwert U_Li, soll geändert hat. Die maximale zulässige Größe Z kann etwa gleich dem ersten Maß X gewählt werden. Insofern wird bei dem obigen Beispiel z. B. überprüft, ob sich die Amplitude der Netzspannung U_L1 um ca. 5% reduziert hat.
Falls dies der Fall ist (ja in Schritt 43), wird anschließend im Schritt 44 erkannt, dass ein Netzausfall und somit ein ungewollter Inselnetzbetrieb vorliegt. Dann wird der Wechselrichter 7 durch Schaltung der Trenneinrichtung 21 durch die Steuereinrichtung 9 vom Netz 4 sicher, galvanisch getrennt.
Falls sich die Amplitude der Netzwechselspannung U_Li nicht um mehr als eine maximale zulässige Größe Z geändert hat (nein in Schritt 43), wird erkannt, dass kein ungewollter Inselnetzbetrieb vorliegt, so dass der normale Betrieb fortgesetzt werden kann. In diesem Fall wird das Verfahren nach einer gewissen Zeitspanne für eine der anderen beiden Phasen j, bspw. die Phase 2, wiederholt. Die Zeitspanne ist geeignet gewählt, um alle Phasen rechtzeitig zu überprüfen, um einen Inselnetzbetrieb an jeder Phase rechtzeitig erkennen zu können. Z. B. kann die Zeitspanne in etwa 10 Perioden, also 200 ms bei einer Netzfrequenz von 50 Hz, betragen.
Nach einer weiteren Zeitspanne, z. B. nach weiteren 10 Perioden der Netzwechselspannung, wird das Verfahren 37 mit seinen Schritten 38–43 für die dritte Phase L3 durchgeführt. Wie in Block 45 angegeben, werden die Schritte 38–43 also wiederholt, periodisch, abwechseln für alle Phasen i = 1, 2, 3 durchgeführt, solange kein Netzausfall festgestellt wird.
Das erfindungsgemäße Überwachungsverfahren weist zahlreiche Vorteile auf. Ein Netzausfall wird stets sicher erkannt. Solange das Netz 4 vorhanden ist und mit seiner geringen Impedanz im Vergleich zu dem Wechselrichter 7 diesem die Netzspannung aufzwingt, bleibt die Amplitude der Netzspannung für alle Phasen annähernd unverändert. Bei einem Netzausfall ändert sich aber aufgrund der Modifikation des Leistungssollwertes für die eine bestimmte Phase die Amplitude der Netzwechselspannung an dieser, was durch die Steuereinrichtung 9 anhand der Messwerte der Sensoreinrichtung 8 sicher erkannt wird. Bei einer Reduktion des Leistungssollwertes sinkt bspw. die Amplitude der Netzwechselspannung für diese Phase in etwa proportional hierzu. Dadurch ist ein sicheres Abschaltkriterium gegeben.
Auch im Falle einer ausbalancierten Belastung, also eines Gleichgewichts zwischen erzeugter und verbrauchter Leistung, ist die Netzausfallerkennung unproblematisch. Bei der Simulation gemäß 2 wird bspw. bei einer Reduktion des Leistungssollwertes die Spannung über dem Widerstand R 28 gleich bleiben, solange das Netz 4 angekoppelt ist. Bei einer Netzabschaltung durch Unterbrechung des Schalters 24 sinkt die Spannung über dem Widerstand R 28 entsprechend der Reduktion des Sinus-Leistungssollwertes ab. Auch in diesem Fall wird ein Netzausfall bzw. eine Netzabschaltung stets sicher erkannt.
Vorteilhafterweise wird dadurch, dass jede Phase einzeln überprüft wird, der Netzausfall auch bei einem Leistungsgleichgewicht auf nur einer einzigen Phase oder auf mehreren Phasen stets erkannt.
Durch die entsprechende Erhöhung/Reduktion der Leistungssollwerte für die anderen beiden Phasen j wird die Reduktion/Erhöhung der Ausgangsleistung für die Phase i und somit eine entsprechende Reduktion der Eingangsleistung des Wechselrichters 7 kompensiert. Dem Photovoltaikgenerator 2 wird also in der Summe, summiert über alle Phasen hinweg, die gleiche Leistung wie ohne die Maßnahme zur Inselnetzerkennung entnommen. Durch die gleich bleibende Gleichspannungs-Eingangsleistung des Wechselrichters 7 kann der Photovoltaikgenerator 2 weiterhin in seinem maximalen Leistungspunkt betrieben werden, so dass keine Leistungseinbuße in Kauf genommen werden müssen. Außerdem muss der Wechselrichter, anders als bei anderen herkömmlichen Methoden, keine Wirkungsgradeinbuße erleiden.
Im Rahmen der Erfindung sind zahlreiche Modifikationen möglich. So können bspw. die Werte für das erste Maß X, das zweite und das dritte Maß Y₂, Y₃ und die Größe Z für die maximal zulässige Amplitudenänderung der Netzwechselspannung beliebig geeignet festgelegt werden. Gegebenenfalls sind sie für eine jeweilige Anlage 1 vor Ort empirisch derart zu ermitteln, dass einerseits Beeinträchtigungen des Netzes minimiert werden, ein Netzausfall jedoch stets sicher erkannt wird.
Ferner ist in dem vorstehend erläuterten speziellen Beispiel für das erfindungsgemäße Überwachungsverfahren 37 angenommen worden, dass die beiden anderen Phasen j beide um das gleiche Maß Y₂ = Y₃ = –X/2 geändert werden. Stattdessen könnte aber auch nur eine der Phasen j um ein Maß V_j gleich dem ersten Maß X, jedoch gegensinnig zu diesem geändert werden. Wenn bspw. der Leistungssollwert für die Phase 1 um 5% reduziert wird, so wird bspw. gleichzeitig der Leistungssollwert für die Phase 2 um 5% erhöht, während der für die Phase 3 unverändert bleibt. Durch zusätzliche Messung der Amplitude der Netzspannung für die Phase 2 und Vergleich mit der maximal zulässigen Änderungsgröße Z können dann Netzausfälle für beide Phasen, hier 1 und 2, gleichzeitig erkannt werden. Nach weiteren Zeitspannen kann das Verfahren 37 dann wiederholt werden, so dass periodisch, abwechselnd die Leistungssollwerte paarweise für die Phasen 1, 2, dann 2, 3 und anschließend 1, 3 modifiziert werden. Gegenüber der obigen Vorgehensweise, bei der lediglich eine einzelne Phase überwacht wird, muss das Verfahren 37 nur halb so oft durchgeführt werden, so dass die Phasen seltener eine Schieflast erfahren.
In den vorstehenden Ausführungsbeispielen des erfindungsgemäßen Verfahrens werden die Leistungssollwerte als solche für alle Phasen der Wechselspannung bestimmt und für die Inselnetzbetriebserkennung passend modifiziert. Die entsprechenden Sollwerte der Wechselströme für die jeweiligen Phasen werden dann anhand der momentanen Istwerte der Phasenspannungen bestimmt. Damit ist eine konstante Leistungsentnahme aus dem Generator sichergestellt. In einer vereinfachten Ausführungsform der Erfindung kann angenommen werden, dass die Amplituden der Phasenspannungen untereinander gleich sind. Dann können als leistungskennzeichnende Sollwerte auch direkt die Wechselstromsollwerte für die Phasen vorgegeben und für die Inselnetzbetriebserkennung passend modifiziert werden. Dies reduziert den Aufwand bei der Implementierung und Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens.
Außerdem kann ein anderes gleichwertiges Kriterium für die Netzausfallerkennung herangezogen werden. Z. B. ist es möglich, anstelle eines direkten Vergleichs der herbeigeführten Netzspannungsänderung mit einem maximalen Schwellenwert anhand des eingespeisten Wechselstroms und der ausgangsseitigen Wechselspannung die Netzimpedanz an der jeweiligen Phase zu bestimmen und die Netzimpedanz oder deren zeitliche Änderung auf zulässige Maximalwerte hin zu überprüfen.
Darüber hinaus könnte die Anlage 1, falls ein Netzausfall erkannt wird, zwar von dem Netz 4 galvanisch getrennt, aber nicht vollständig abgeschaltet, sondern umgeschaltet werden, um andere Verbraucher zu speisen oder um einen Energiespeicher zu laden.
Eine vorteilhafte Weiterbildung des erfindungsgemäßen Verfahrens 37 ist in 4 veranschaulicht. Hier wird das Verfahren 37 zunächst mit den Schritten 38–43, wie im Zusammenhang mit 3 beschrieben, durchgeführt. Dies allerdings bei reduzierten Vorgabewerten für die Maße X, Y₂ und Y₃ sowie die maximal zulässige Größe Z. Z. B. wird der Leistungs- bzw. Stromsollwert für die Phase i auf 98% reduziert, so dass das erste Maß X 0,02 beträgt. In dem gleichen Zeitraum werden die Leistungs- bzw. Stromsollwerte für die Phasen 2 und 3 jeweils auf 101% erhöht, so dass Y₂ = Y₃ = –X/2 = –0,01. Alternativ könnte der Leistungs- bzw. Stromsollwert auch für nur eine der Phasen 2 oder 3 um das gleiche Maß X erhöht werden.
Während der Reduktion wird die Amplitude der Netzspannung für die Phase 1 (und gegebenenfalls auch die Phase 2 oder 3) gemessen. Wird hier eine Änderung um ca. 2% gemessen, wird bspw. nach 2 Perioden (oder 40 ms bei 50 Hz Netzfrequenz) der Leistungs- bzw. Stromsollwert für die Phase 1 stärker geändert, also z. B. noch mehr reduziert. In 4 ist dies im Anschluss an ein positives Ergebnis in der Überprüfung gemäß Schritt 43 im Block 47 dadurch angegeben, dass die Größen X, Y_j und Z vergrößert werden, wobei gilt: X' = a × X; Y'_j = a × Y_j; Z' = b × Z mit a, b > 1.
Anschließend werden gemäß Block 48 die Schritte 38–42 des Verfahrens 37 mit den vergrößerten Werten X', Y'_j wiederholt. Z. B. wird der Leistungs- bzw. Stromsollwert in Phase 1 auf 95% reduziert (X' = 0,05), während die Leistungs- bzw. Stromsollwerte für die Phase 2 und 3 jeweils auf 102,5% erhöht werden (Y'₂ = Y'₃ = –X/2 = –0,025).
Während der Reduktion wird die Amplitude der Messspannung für die Phase 1 gemessen und überprüft, ob diese nicht die maximal zulässige Größe Z' übersteigt (Schritt 39). Falls eine Änderung der Netzspannung um ca. 5% (Z' = 0,05) gemessen wird, wird festgestellt, dass ein Netzausfall vorliegt, so dass anschließend im Schritt 50 der Wechselrichter 7 vom Netz 4 getrennt wird.
Bei einem negativen Ergebnis der Überprüfung in einem der Blöcke 45 oder 49, also wenn keine hinreichend große Änderung der Netzspannung gemessen wird, wird das Verfahren 37 zunächst mit den Schritten 38–43 und gegebenenfalls mit den Schritten 47–49 für die anderen Phasen 2 und 3 durchgeführt.
5 zeigt ein Zeitdiagramm, das den Zeitablauf des erfindungsgemäßen Verfahrens zur Überwachung einer dezentralen Energieerzeugungsanlage in Bezug auf ein Netzausfall gemäß 4 in vereinfachter Form veranschaulicht. Es sind jeweils die Sinus-Stromsollwerte für die Wechselströme für die einzelnen Phasen i = 1, 2 und 3 dargestellt. Zu Veranschaulichungszwecken sind die Änderungen der Stromsollwerte für die einzelnen Phasen gegenüber den jeweiligen Sollwerten übertrieben stark dargestellt.
Der Vorteil der Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens 37 gemäß 4 und 5 gegenüber demjenigen nach 3 liegt insbesondere darin, dass im ersten Durchlauf die Stromänderungen relativ gering ausfallen, was geringe Beeinflussung des Netzes 4 und geringe Flickererzeugung im Netz zur Folge hat. Nur wenn im ersten Durchgang festgestellt wird, dass mit hoher Wahrscheinlichkeit ein Netzausfall vorliegt, werden die Kriterien verschärft, indem die Maße X, Y_j, Z vergrößert werden, um den Netzausfall bei hoher Erkennungssicherheit zu verifizieren. Nachdem dies den Ausnahmefall darstellt, können so Abweichungen der eingespeisten Leistung gegenüber deren Nennleistung, also Schieflasten und Flicker, auf ein Minimum reduziert werden.
Es sind eine Einrichtung und ein Verfahren zur Überwachung einer dezentralen Energieerzeugungsanlage zur Einspeisung in ein dreiphasiges Netz zur Verhinderung eines ungewollten Inselnetzbetriebs offenbart, wobei die Energieerzeugungsanlage 1 einen Wechselrichter 7 aufweist, der aus einer eingangsseitigen Gleichspannung, insbesondere eines Photovoltaikgenerators, drei zueinander phasenverschobene Wechselströme erzeugt, die in das Netz 4 eingespeist werden. Das Überwachungsverfahren beruht darauf, dass für einen vorbestimmten Zeitraum der Leistungssollwert für eine bestimmte Phase der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes erstes Maß X geändert, z. B. reduziert wird, während die Leistungssollwerte für die anderen beiden Phasen um ein vorbestimmtes zweites und/oder drittes Maß Y₂, Y₃ gegensinnig geändert, z. B. vergrößert werden. Dabei ist die Summe aus dem zweiten und dem dritten Maß Y₂, Y₃ gleich dem ersten Maß. Wird eine Änderung der Amplitude der Netzwechselspannung gegenüber dem Nennwert für die eine bestimmte Phase erkannt, die größer ist als ein vorgegebener Schwellenwert, wird ein ungewollter Inselnetzbetrieb festgestellt, und die Anlage 1 wird vom Netz 4 getrennt. Die Überwachung kann weitgehend ohne Leistungs- und Wirkungsgradverluste und bei reduzierter Schief last durchgeführt werden.

Claims

Verfahren zum Überwachen einer dezentralen Energieerzeugungsanlage (1) zur Einspeisung in ein dreiphasiges Netz (4) mit einem Wechselrichter (7), der aus einer eingangsseitigen Gleichspannung (3) zueinander phasenverschobene Wechselströme erzeugt, die in das Netz (4) eingespeist werden, wobei das Verfahren aufweist: a) Generieren eines Leistungssollwertes (P_L1, P_L2, P_L3) für jede Phase der Netzwechselspannung, so dass jeder erzeugte Wechselstrom an die Amplitude, Frequenz und Phasenlage einer jeweiligen Phase der Netzwechselspannung angepasst ist; b) Ändern des Leistungssollwertes (P_L1, P_L2, P_L3) für eine bestimmte Phase (i) der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes erstes Maß (X) in einem vorbestimmten Zeitraum; c) gegensinniges Ändern des Leistungssollwertes für wenigstens eine der anderen Phasen (j), mit j ungleich i, der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes zweites und/oder drittes Maß (Y₂, Y₃) in dem gleichen Zeitraum, so dass die Summe aus dem zweiten (Y₂) und dem dritten Maß (Y₃) gleich dem ersten Maß (X) ist; d) Erzeugen der Wechselströme mit dem Wechselrichter (7) auf der Basis der geänderten Leistungssollwerte; e) Messen der Amplitude wenigstens der einen bestimmten Phase (i) der Netzwechselspannung in dem vorbestimmten Zeitraum; und f) Feststellen, wenn sich die gemessene Amplitude wenigstens der einen bestimmten Phase (i) der Netzwechselspannung um mehr als eine maximale zulässige Größe (Z) ändert.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Energieerzeugungsanlage (1) eine Photovoltaikanlage ist, die einen Photovoltaikgenerator (2) aufweist, der die Gleichspannungs-Eingangsleistung für den Wechselrichter (7) liefert.
Verfahren nach Anspruch 2, wobei der Photovoltaikgenerator (2) in seinem individuellen maximalen Leistungspunkt betrieben wird, um die bei den momentanen Umgebungsbedingungen maximale Gleichspannungs-Eingangsleistung für den Wechselrichter (7) bereitzustellen.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Schritt d) des Erzeugens der Wechselströme mit dem Wechselrichter (7) auf der Basis der geänderten Leistungssollwerte ein Bestimmen von Sollwerten für die Wechselströme der Phasen auf der Basis der Leistungssollwerte unter Berücksichtigung der momentanen Istwerte der jeweiligen Phasenwechselspannungen und ein Ansteuern der Wechselrichters, um diese Wechselströme zu erzielen, aufweist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei der Schritt d) des Erzeugens der Wechselströme ein Bestimmen von Sollwerten für die Wechselströme der Phasen unter der Annahme, dass die Amplituden der Phasenspannungen gleich sind, und ein Ansteuern der Wechselrichters, um diese Wechselströme zu erzielen, aufweist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Schritt b) des Änderns des Leistungssollwertes für eine bestimmte Phase (i) der Netzwechselspannung ein Reduzieren des Leistungssollwertes und der Schritt c) des gegensinnigen Änderns des Leistungssollwertes für wenigstens eine der anderen Phasen (j) der Netzwechselspannung ein Erhöhen des Leistungssollwertes aufweist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Schritt c) des gegensinnigen Änderns des Leistungssollwertes für wenigstens eine der anderen Phasen (j) der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes zweites und/oder drittes Maß aufweist, dass der Leistungssollwertes für jede der anderen beiden Phasen um ein zweites bzw. drittes Maß (Y₂, Y₃) geändert wird.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei das zweite und das dritte Maß (Y₂, Y₃) gleich sind und jeweils der Hälfte des Betrags des ersten Maßes (X) entsprechen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei der Schritt c) des gegensinnigen Änderns des Leistungssollwertes für wenigstens eine der anderen Phasen (j) der Netzwechselspannung um ein vorbestimmtes zweites und/oder drittes Maß aufweist, dass der Leistungssollwert für lediglich eine der anderen beiden Phasen (j) um ein zweites Maß (Y₂) geändert wird, das dem ersten Maß (X) entspricht, während der Leistungssollwert für die weitere der anderen beiden Phasen unverändert belassen wird.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei die Schritte e) des Messens der Amplitude der Phase der Netzwechselspannung und f) des Feststellens, wenn sich die gemessene Amplitude um mehr als eine maximale zulässige Größe ändert, gleichzeitig auch für die eine der anderen beiden Phasen, deren Leistungssollwert um das zweite Maß (Y₂) geändert wird, durchgeführt werden.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der vorbestimmte Zeitraum einer Periode der Netzwechselspannung entspricht und wobei der Beginn des vorbestimmten Zeitraums mit dem Nulldurchgang der einen bestimmten Phase (i) der Netzwechselspannung synchronisiert ist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die maximale zulässige Größe (Z) für die Änderung der Amplitude wenigstens der einen bestimmten Phase (i) der Netzwechselspannung in etwa dem ersten Maß (X) entspricht.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei in dem Fall, dass in Schritt f) festgestellt wird, dass sich wenigstens eine gemessene Amplitude um mehr als eine maximale zulässige Größe (Z) geändert hat, die Energieerzeugungsanlage (1) automatisch vom Netz getrennt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, wobei in dem Fall, dass in Schritt f) festgestellt wird, dass sich wenigstens eine gemessene Amplitude um mehr als eine maximale zulässige Größe (Z) geändert hat, die Schritte a) bis f) nach einem weiteren Zeitraum mit vergrößerten Vorgabewerten (X', Y'₂, Y'₃, Z') für das vorbestimmte erste Maß, das bzw. die vorbestimmten zweiten Maße und die maximal zulässige Größe bzw. Größen wiederholt werden.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei die Energieerzeugungsanlage (1) automatisch vom Netz (4) getrennt wird, wenn festgestellt wird, dass sich wenigstens eine Amplitude einer Phase der Netzwechselspannung um mehr als die vergrößerte maximale zulässige Größe (Z') geändert hat.
Verfahren nach Anspruch 14 oder 15, wobei die vergrößerten Vorgabewerte wenigstens etwa doppelt so groß sind wie die vorbestimmten Werte im ersten Durchlauf der Schritte a) bis f).
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Verfahren periodisch und abwechselnd für jede der drei Phasen der Netzwechselspannung als die bestimmte Phase wiederholt wird.
Dezentrale Energieerzeugungsanlage (1) zur Einspeisung in ein dreiphasiges Netz (4) mit einem dreiphasigen Wechselrichter (7), der eine eingangsseitige Gleichspannung in drei zueinander phasenverschobene Wechselströme wandelt, die in das Netz (4) eingespeist werden, wobei die Energieerzeugungsanlage (1) ferner aufweist: eine Reglereinrichtung (6) zur Regelung der in den Wechselrichter (7) eingespeisten Leistung auf einen momentanen maximalen Leistungswert; eine Sensoreinrichtung (8) zur Erfassung von Betriebsparametern der Energieerzeugungsanlage (1); eine Trenneinrichtung (21) zur Trennung und Verbindung der Energieerzeugungsanlage (1) von bzw. mit dem Netz; und eine mit der Reglereinrichtung (6), der Sensoreinrichtung (8) und der Trenneinrichtung (21) in Verbindung stehende Steuereinrichtung (9) zur Steuerung des Betriebs des Wechselrichters (7), wobei die Steuereinrichtung (9) eine Logik (19) zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 17 aufweist und in dem Fall, dass im Schritt f) festgestellt wird, dass sich die gemessene Amplitude wenigstens der einen bestimmten Phase (i) der Netzwechselspannung um mehr als eine maximale zulässige Größe (Z) ändert, die Trenneinrichtung (21) veranlasst, die Energieerzeugungsanlage (1) von dem Netz (4) zu trennen.