DE102012102932A1

DE102012102932A1 - Verfahren und Vorrichtung zur Signalisierung einer Teilverschattung eines Photovoltaikgenerators

Info

Publication number: DE102012102932A1
Application number: DE102012102932A
Authority: DE
Inventors: Christopher Merz; Sebastian Bieniek; Markus Hopf; Felix Eger
Original assignee: SMA Solar Technology AG
Current assignee: SMA Solar Technology AG
Priority date: 2012-04-04
Filing date: 2012-04-04
Publication date: 2013-10-10
Anticipated expiration: 2032-04-05
Also published as: US20150015298A1; DE102012102932B4; CN104160619A; US9599658B2; WO2013149960A1; EP2834657A1

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Signalisieren einer Teilverschattung innerhalb eines PV-Generators (10), der mindestens zwei parallel geschaltete PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) aufweist. Das Verfahren weist die folgenden Schritte auf: Es wird je eine Referenz-Impedanzmessung an den mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) in einem Zustand gleichmäßiger Beleuchtung des PV-Generators (10) durchgeführt und je mindestens eine Referenz-Resonanzeigenschaft der mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) aus der Referenzimpedanzmessung ermittelt. Weiter werden Impedanzmessungen an den mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) in einem ersten Arbeitspunkt des PV-Generators (10) im Betrieb des PV-Generators (10) durchgeführt. Aus den Impedanzmessungen werden Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) ermittelt. Es wird eine Teilverschattung innerhalb des PV-Generators (10) erkannt und signalisiert, wenn sich eine Differenz zwischen den Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) am ersten Arbeitspunkt von einer Differenz der Referenz-Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) unterscheidet. Die Erfindung betrifft weiterhin eine zur Durchführung des Verfahrens geeignete Vorrichtung.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Signalisierung einer Teilverschattung eines Photovoltaikgenerators, der mindestens zwei parallel geschaltete Photovoltaikteilgeneratoren aufweist. Die Erfindung betrifft weiterhin eine Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens.
Photovoltaikgeneratoren, nachfolgend abgekürzt PV-Generatoren genannt, erzeugen bei Lichteinstrahlung elektrische Energie. Um die von den Photovoltaikgeneratoren in Form von Gleichstrom erzeugte Energie in ein öffentliches Energieversorgungsnetz einspeisen zu können, werden Wechselrichter eingesetzt. Bei der Betriebsführung solcher Wechselrichter wird üblicherweise mittels einer Nachführeinrichtung, auch Maximum-Power Point (MPP)-Tracker genannt, ein Arbeitspunkt des PV-Generators durch Veränderung der Höhe des durch den PV-Generator fließenden Stroms fortwährend derart nachgeregelt, dass der PV-Generator in einem Arbeitspunkt der maximalen Leistungsentnahme betrieben wird. In einer Leistungs/Spannungs-Kennlinie (P/U-Kennlinie) stellt sich der Punkt der maximalen Leistungsentnahme als ein globales Maximum dar.
Im Falle einer partiellen Verschattung, auch Teilverschattung genannt, eines PV-Generators bilden sich typischerweise zwei oder mehr lokale Maxima in der P/U-Kennlinie des PV-Generators aus. Beim MPP-Tracking kann es dann vorkommen, dass der Arbeitspunkt des PV-Generators in einem lokalen Maximum nachgeführt wird, das nicht unbedingt auch das globale Maximum ist, bei dem der PV-Generator bevorzugt zu betreiben ist. In der Praxis kann dieses zu Ertragseinbußen der PV-Anlage führen.
Um zu verhindern, dass ein derartiger nicht optimaler Betriebszustand für einen längeren Zeitraum besteht, ist es bekannt, in vorgegebenen regelmäßigen Zeitabständen den Nachführmodus des MPP-Trackers zu unterbrechen und eine systematische Suche nach dem globalen Maximum der P/U-Kennlinie durchzuführen. Jedoch treten auch bei der Suche nach diesem globalen Maximum unvermeidliche Energieeinbußen auf, da während der Dauer der Suche der Arbeitspunkt für den größten Teil der Suchzeit von dem globalen Maximum abweicht. Die Größe dieser Energieeinbußen steigt mit der Suchhäufigkeit, wohingegen die Gefahr potentieller Energieeinbußen aufgrund des Verweilens in einem lokalen Maximum mit der Suchhäufigkeit sinkt. Eine in regelmäßigen Zeitabständen durchgeführte Suche nach einem globalen Maximum kann somit nur eine Kompromisslösung darstellen, um allzu große Energieeinbußen durch das Verweilen in einem lokalen Maximum zu verhindern. Es ist daher vorteilhafter, eine Suche nach dem globalen Maximum nur anzustoßen, wenn es konkrete Hinweise gibt, dass der PV-Generator nicht in dem Arbeitspunkt mit der größten Leistung betrieben wird. Das Vorliegen einer Teilverschattung stellt einen solchen Hinweis dar.
Aus der Druckschrift EP 2 388 602 A1 ist ein Verfahren zur Überwachung eines PV-Generators mittels einer Impedanzmessung bekannt. Zur Bestimmung der Impedanz des PV-Generators wird ein mehrere Frequenzen aufweisendes Testsignal in einen den PV-Generator umfassenden Gleichstromkreis eingebracht und ein Antwortsignal wieder ausgekoppelt, wobei z.B. aus dem Amplitudenverhältnis der Signale eine Impedanz bestimmt werden kann. Hierbei kann die Einkopplung des Testsignals auf unterschiedliche Art erfolgen. Zum einen kann das Testsignal eine durchlaufende Frequenz enthalten. Zum Anderen kann jedoch auch ein Rauschsignal mit einem breiteren Frequenzspektrum eingekoppelt werden. Die Impedanzmessung wird analysiert, indem berechnete Impedanzkurven einer Modell-Ersatzschaltung an die gemessenen Impedanzverläufe angepasst werden um wesentliche Parameter der Modell-Ersatzschaltung des PV-Generators zu ermitteln. Eine Änderung der ermittelten Parameter lässt auf eine Änderung von Betriebszuständen oder Eigenschaften des PV-Generators schließen. Das Verfahren ist insbesondere zur Bestimmung von Fehlerbetriebszuständen, beispielsweise Kontaktproblemen, innerhalb des PV-Generators geeignet, kann jedoch ebenfalls genutzt werden, um eine Verschattung zu erkennen.
Aus der Druckschrift WO 2012/000533 A1 ist ein Überwachungsverfahren für einen PV-Generator bekannt, der eine Parallelschaltung mehrerer PV-Teilgeneratoren umfasst. Es werden Impedanzmessungen der einzelnen PV-Teilgeneratoren beschrieben, um zum einen einen aufgetretenen und über die Impedanzmessung detektierten Fehler innerhalb des PV-Generators lokalisieren zu können und zum anderen das Überwachungsverfahren auf einfache Weise bei einer Anlagenvergrößerung erweitern zu können.
Nachteilig an den genannten Verfahren ist, dass die Parameter der Modell-Ersatzschaltung nur durch eine aufwändige Analyse der Impedanzmessungen ermittelt werden können. Zudem ist es schwierig und nicht in allen Fällen eindeutig, aus einer Änderung der Parameter auf ein bestimmtes Ereignis, wie beispielsweise die Teilverschattung, zu schließen.
Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, basierend auf Impedanzmessungen zuverlässig das Auftreten einer Teilverschattung innerhalb eines PV-Generators zu erkennen und zu signalisieren.
Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren bzw. eine Vorrichtung mit den jeweiligen Merkmalen der unabhängigen Ansprüche. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren der eingangs genannten Art weist die folgenden Schritte auf: Es wird je eine Referenz-Impedanzmessung an den mindestens zwei PV-Teilgeneratoren in einem Zustand gleichmäßiger Beleuchtung des PV-Generators durchgeführt und je mindestens eine Referenz-Resonanzeigenschaft der mindestens zwei PV-Teilgeneratoren aus der Referenzimpedanzmessung ermittelt. Weiter werden Impedanzmessungen an den mindestens zwei PV-Teilgeneratoren in einem ersten Arbeitspunkt des PV-Generators im Betrieb des PV-Generators durchgeführt. Aus den Impedanzmessung werden Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren ermittelt. Es wird eine Teilverschattung innerhalb des PV-Generators erkannt und signalisiert, wenn sich eine Differenz zwischen den Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren am ersten Arbeitspunkt von einer Differenz der Referenz-Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren unterscheidet.
Erfindungsgemäß werden Teilverschattungen durch einen Vergleich von Impedanzmessungen verschiedener PV-Teilgeneratoren unter Berücksichtigung von Referenz-Impedanzmessungen erkannt und signalisiert. Impedanzmessungen können an den PV-Teilgeneratoren im Betrieb vorgenommen werden, ohne dass der PV-Generator von seinem Arbeitpunkt abweichen muss. Eine Verschattung kann somit erkannt werden, ohne dass Energieeinbußen durch ein Verlassen des unter Umständen optimalen Arbeitspunktes auftreten. Durch einen Vergleich von PV-Teilgeneratoren untereinander kann eine einfache Auswertung der Messungen ohne komplexe Modellbildung erfolgen. Durch die Berücksichtigung von Referenz-Impedanzmessungen werden Unterschiede zwischen PV-Teilgeneratoren, beispielsweise aufgrund von unvermeidbaren Herstellungstoleranzen, kompensiert, so dass eine Vergleichbarkeit der PV-Teilgeneratoren zur Verschattungserkennung gegeben ist.
In vorteilhaften Ausgestaltungen des Verfahrens ist die Referenz-Resonanzeigenschaft bzw. die Resonanzeigenschaft eine Referenz-Resonanzfrequenz bzw. eine Resonanzfrequenz und/oder eine Referenz-Resonanzimpedanz bzw. eine Resonanzimpedanz. Beide Größen, die Resonanzfrequenz und die Resonanzimpedanz, die die Impedanz bei der Resonanzfrequenz angibt, können ohne großen Aufwand aus den Impedanzmessungen extrahiert werden.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird abhängig von einer Differenz der Referenz-Resonanzimpedanzen zweier Teilgeneratoren festgestellt und gegebenenfalls signalisiert, dass eine Asymmetrie in der Anzahl der PV-Module innerhalb der Teilgeneratoren vorliegt. Auf diese Weise können die in dem Verfahren anfallenden Messergebnisse zusätzlich ausgenutzt werden, um Informationen über die PV-Teilgeneratoren zu gewinnen, die Rückschlüsse auf Defekte und/oder eine unsachgemäße Installation der PV-Teilgeneratoren zulassen
In weiteren vorteilhaften Ausgestaltungen weist das Verfahren zusätzlich die folgenden Schritte auf: Es werden weitere Impedanzmessungen an den mindestens zwei PV-Teilgeneratoren in einem zweiten, insbesondere kurzschlussnahen Arbeitspunkt des PV-Generators im Betrieb des PV-Generators durchgeführt und Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren aus den Impedanzmessungen am zweiten Arbeitspunkt ermittelt. Die am zweiten Arbeitspunkt gewonnen Messergebnisse können in einer Ausgestaltung dazu eingesetzt werden, eine erkannte Teilverschattung zu bestätigen. So wird die Zuverlassigkeit bei der Erkennung von Teilverschattungen erhöht. In einer weiteren Ausgestaltung können die am zweiten Arbeitspunkt gewonnenen Messergebnisse genutzt werden, um eine korrekte Funktion von Bypassdioden, die PV-Modulen der PV-Teilgeneratoren zugeordnet sind, zu überprüfen.
Eine erfindungsgemäße Vorrichtung zum Signalisieren einer Teilverschattung innerhalb eines PV-Generators, der mindestens zwei parallel geschaltete PV-Teilgeneratoren aufweist, umfasst Mittel zur Durchführug von Impedanzmessungen der einzelnen PV-Teilgeneratoren. Die Vorrichtung ist dazu eingerichtet, ein erfindungsgemäßes Verfahren durchzuführen. Es ergeben sich entsprechend die gleichen Vorteile wie zuvor im Zusammenhang mit dem Verfahren beschrieben.
Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen des Verfahrens und der Vorrichtung sind Gegenstand der jeweiligen abhängigen Ansprüche.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen mithilfe von sechs Figuren näher erläutert.
Es zeigen:
1 ein Blockschaltbild einer PV-Anlage mit einer Vorrichtung zur Signalisierung einer Teilverschattung;
2 ein Flussdiagramm eines Verfahrens zum Signalisieren einer Teilverschattung in einem ersten Ausführungsbeispiel;
3 bis 5 Darstellung verschiedener Impedanzverläufe von PV-Teilgeneratoren beim Vorliegen von Teilverschattungen bei verschiedenen Betriebszuständen des PV-Generators und
6 ein Flussdiagramm eines Verfahrens zur Signalisierung einer Teilverschattung in einem zweiten Ausführungsbeispiel.
1 zeigt eine PV-Anlage in einem Blockschaltbild. Die PV-Anlage weist einen PV-Generator 10 auf, der über Gleichstromleitungen mit einem Wechselrichter 20 verbunden ist, der wiederum wechselstromseitig mit einem Energieversorgungsnetz 30 gekoppelt ist. Beispielhaft ist der Wechselrichter 20 zur 3-phasigen Einspeisung in das Energieversorgungsnetz 30 ausgelegt. Es versteht sich, dass in alternativen Ausgestaltungen ebenfalls eine andere Anzahl von Phasen, auf denen der Wechselrichter 20 in das Energieversorgungsnetz 30 einspeist, möglich ist. In der 1 sind lediglich die im Rahmen der Anmeldung wesentlichen Elemente der PV-Anlage dargestellt. Auf der Wechselstromseite des Wechselrichters 20 können beispielsweise nicht gezeigte Schaltorgane (z.B. Trenner), Filter (z.B. Sinusfilter), Netzüberwachungseinrichtungen und/oder Transformatoren vorgesehen sein. Ebenso können gleichstromseitig in der Verbindung zwischen dem PV-Generator 10 und dem Wechselrichter 20 hier nicht dargestellte Elemente wie z.B. Sicherungsorgane oder Schaltorgane, z.B. Last-Trennschalter, Gleichstromschütze usw., angeordnet sein.
Der PV-Generator 10 umfasst im hier dargestellten Beispiel eine Parallelschaltung von zwei PV-Teilgeneratoren 10a und 10b. Jeder dieser PV-Teilgeneratoren 10a, 10b ist im angegebenen Beispiel als ein String, also eine Reihenschaltung einer Mehrzahl von PV-Modulen ausgebildet. Abkürzend werden die PV-Teilgeneratoren 10a, 10b im Folgenden auch als Strings 10a, 10b bezeichnet. Jeder dieser Strings 10a, 10b umfasst eine Mehrzahl von serienverschalteten PV-Modulen, von denen in der 1 beispielhaft für jeden String nur jeweils zwei Modulgruppen 11a, 12a sowie 11b und 12b dargestellt sind.
Weiterhin weist die PV-Anlage eine Vorrichtung 40 zur Durchführung und Auswertung von Impedanzmessungen und zur Erkennung und Signalisierung von Teilverschattungen in zumindest einem der PV-Teilgeneratoren 10a und 10b auf. Die Vorrichtung 40 umfasst ein Einkoppelmittel 41, über das ein Wechselspannungs-Testsignal auf eine der beiden Gleichstromleitungen zwischen dem PV-Generator 10 und dem Wechselrichter 20 aufgebracht werden kann. Im Ausführungsbeispiel der 1 ist das Einkoppelmittel 41 ein Übertrager, der mit einer Sekundärwindung in die Gleichstromleitung eingeschleift ist und mit einer Primärwicklung mit einem Signalgenerator 42 verbunden ist. Weiterhin ist jedem der Strings 10a, 10b ein Auskoppelmittel 43a bzw. 43b zugeordnet, das wiederum als Übertrager ausgestaltet ist. Die Auskoppelmittel 43a, 43b sind mit einer Primärwicklung jeweils mit den PV-Modulen der beiden Strings 10a, 10b serienverschaltet. Eine jeweilige Sekundärwicklung der Auskoppelmittel 43a, 43b ist mit einem jeweiligen Signalverstärker 44a, 44b verbunden.
Weiterhin ist eine Steuereinrichtung 45 vorgesehen, die zum einen den Signalgenerator 42 ansteuert und zum anderen jeweils ein Ausgangssignal der Signalverstärker 44a, 44b zur Weiterverarbeitung entgegennimmt. Die Steuereinrichtung 45 weist zudem einen Ausgang 46 auf, an dem eine erkannte Teilverschattung signalisiert wird. Der Ausgang 46 kann, wie dargestellt, in einer vorteilhaften Ausgestaltung mit einem Steuereingang des Wechselrichters 20 gekoppelt sein, um bei einer erkannten Teilverschattung eine Suche nach einem globalen Maximum auf einer Leistungskennlinie P(U) des PV-Generators 10 zu initiieren. Die Suche nach dem globalen Maximum kann hier beispielsweise mittels eines vollständigen Durchlaufes der spannungsabhängigen Leistungskennlinie P(U) des PV-Generators (10) und Bestimmung mehrer charakteristischer Wertepaare {Spannung U, Leistung P(U)} derselben erfolgen (Kennlinien-Sweep). Hieraus lässt sich das globale Maximum der Leistungskennlinie P(U) ermitteln, welches dann als neuer Arbeitspunkt des PV-Generators 10 angefahren und nachgeregelt wird.
Zur Impedanzmessung wird ein von dem Signalgenerator 42 erzeugtes Wechselspannungssignal über die Einkoppelmittel 41 in den Gleichstromkreis der PV-Anlage eingespeist. Das eingespeiste Signal überlagert einen im Gleichstromkreis gegebenenfalls fließenden Gleichstrom. Ein in den Strings 10a, 10b fließender Anteil des eingespeisten Signals wird von den jeweiligen Auskoppelmitteln 43a, 43b ausgekoppelt, von den Signalverstärkern 44a, 44b verstärkt und zur Auswertung an die Steuereinrichtung 45 weitergeleitet. In einer alternativen Ausgestaltung der Vorrichtung 40 kann diese teilweise in dem Wechselrichter 20 integriert sein. Dieses betrifft insbesondere die Steuereinrichtung 45 und den Signalgenerator 42, gegebenenfalls aber auch das Einkoppelmittel 41 und die Signalverstärker 44a, 44b.
Zur Messung eines Impedanzverlaufs, also der Abhängigkeit der Impedanz von der Frequenz eines Signals, kann beispielsweise der Signalgenerator 42 ein Signal ausgeben, dessen Frequenz beispielsweise mit der Zeit variiert wird. Das von den Signalverstärkern 44a, 44b ausgegebene Signal ist mit dem im Gleichstromkreis fließenden Wechselstrom korreliert und wird abhängig von der Frequenz des Signalgenerators 42 ausgewertet, beispielsweise im Hinblick auf seine jeweilige Amplitudenhöhe. Zu diesem Zweck können die Signalverstärker 44a, 44b gleichrichtende Verstärker sein, die unmittelbar eine Signalamplitude bzw. ein Gleichspannungsäquivalent des Signals erfassen und weitergeben. Unter der Voraussetzung, dass die Spannung des eingekoppelten Signals im Gleichstromkreis konstant ist, charakterisiert die gemessene Amplitudenhöhe den Betrag der Impedanz. Alternativ kann zur Bestimmung der Impedanz im Gleichstromkreis die Höhe von Wechselspannung und Wechselstrom bestimmt werden und aus dem Verhältnis der beiden Größen die Impdanz berechnet werden.
In einer alternativen Ausgestaltung ist es möglich, dass der Signalgenerator 42 ein breitbandiges Rauschsignal abgibt, das Frequenzkomponenten einer Vielzahl von Frequenzen enthält. Zur Bestimmung der frequenzabhängigen Impedanz wird dann mittels eines in der Auswerteeinheit 45 oder in den Signalverstärkern 44a, 44b vorhandenen durchstimmbaren Bandpassfilters eine Signalamplitude innerhalb der Strings 10a, 10b in Abhängigkeit der Filterfrequenz erfasst, während die Filterfrequenz variiert wird.
In einer weiteren alternativen Ausgestaltung ist es auch möglich, dass einmalig zu Beginn der Verschattungserkennung ein Impedanzverlauf der Teilgeneratoren 10a, 10b bestimmt wird. Hieraus werden dann charakteristische Parameter des Impedanzverlaufes bestimmt, beispielsweise eine Resonanzfrequenz und ein Betrag des Impedanzminimums. Anschließend wird durch weitere kontinuierlich erfolgende Messungen analysiert, ob – und gegebenenfalls in welche Richtung – sich diese charakteristischen Parameter des Impedanzverlaufes im Laufe der Zeit verändern. Für diese kontinuierlich erfolgenden Messungen ist daher nicht mehr ein vollständiger Durchlauf eines vordefinierten Frequenzspektrums erforderlich. Vielmehr lässt sich anhand weniger Frequenz-Stützstellen in der Nähe der ursprünglich bestimmten Resonanzfrequenz schnell und auf einfache Art und Weise ermitteln, ob – und gegebenenfalls in welche Richtung – eine Veränderung dieser charakteristischen Parameter des Impedanzverlaufes stattgefunden hat.
Im dargestellten Ausführungsbeispiel wird vom Einkoppelmittel 41 das Testsignal induktiv eingeprägt und durch die Auskoppelmittel 43a, 43b ein Wechselstrom innerhalb der Strings 10a, 10b gemessen. Es versteht sich, dass alternativ das Testsignal auch kapazitiv eingekoppelt werden kann. Die Auskoppelmittel 43a, 43b können zudem alternativ und/oder zusätzlich als spannungsmessende Elemente ausgebildet sein.
Im Folgenden wird in 2 anhand eines Flussdiagramms ein Verfahren zum Erkennen und Signalisieren einer Teilverschattung eines PV-Generators dargestellt, wie es beispielsweise innerhalb der in 1 dargestellten PV-Anlage ausgeführt werden kann. Die dabei benutzten Bezugszeichen beziehen sich beispielhaft auf das in 1 angegebene Ausführungsbeispiel einer PV-Anlage.
In einem ersten Schritt S21 wird eine Referenzmessung von Impedanzverläufen Z*(f) der Strings 10a, 10b vorgenommen. Hierbei ist es ausreichend, anstelle der im allgemeinen komplexwertigen Impedanz Z*(f) lediglich den Betrag der komplexwertigen Impedanz |Z*(f)| zu betrachten. Die Referenzmessungen werden bei gleichmäßiger Beleuchtungssituation für die Strings 10a, 10b ausgeführt. Bevorzugt sind die Referenzmessungen Dunkelmessungen, die beispielsweise nachts durchgeführt werden, da in diesem Fall eine gleichmäßige Beleuchtung am einfachsten sicherzustellen ist. Wie im Zusammenhang mit 1 ausgeführt wurde, ist unter der Messung des Impedanzverlaufs die Bestimmung der frequenzabhängigen Impedanz innerhalb eines vorgegebenen Frequenzbereichs zu verstehen. Der Frequenzbereich liegt dabei im Bereich von einigen 10 Hertz bis einigen 100 Kilohertz.
In einem nächsten Schritt S22 werden die Referenz-Impedanzverläufe Z*(f) ausgewertet. Die Frequenzverläufe der betragsmäßigen Impedanz |Z*(f)| zeigen typischerweise ein resonanzartiges Minimum, das bei einer Resonanzfrequenz lokalisiert ist und bei dem die Impedanz einen minimalen Wert annimmt, der im Rahmen der Anmeldung als Resonanzimpedanz bezeichnet wird. Die beiden genannten Werte stellen somit Resonanzeigenschaften der Impedanzverläufe dar. Die Charakteristika der Referenz-Impedanzverläufe sind nachfolgend als Referenz-Resonanzfrequenz f*₀ und Referenz-Resonanzimpedanz |Z*₀| bezeichnet. Ein zusätzlicher Index a bzw. b kennzeichnet im Folgenden bei Messungen und daraus bestimmten Größen, an welchem der Strings 10a bzw. 10b die Messung durchgeführt wurde. Wird kein Index angegeben, bezieht sich das Gesagte auf Messungen bzw. Größen zu beiden Strings 10a, 10b.
Die Werte der Referenz-Resonanzfrequenzen f*₀ und der Referenz-Resonanzimpedanzen |Z*₀| können auf einfache Weise ohne einen komplizierten Auswertevorgang aus den gemessenen Impedanzverläufen |Z*(f)| entnommen werden. Die Werte werden gespeichert, beispielsweise in einem Speicher der Steuereinrichtung 45. Alternativ zur Speicherung der extrahierten Werte für Referenz-Resonanzfrequenzen f*₀ und der Referenz-Resonanzimpedanzen |Z*₀| können Differenzwerte dieser Werte der verschiedenen Strings 10a, 10b gespeichert werden, also die Differenz der Referenz-Resonanzfrequenzen (f*_0,a – f*_0,b) und die Differenz der Referenz-Resonanzimpedanzen |Z*_0,a | – |Z*_0,b|. Hierbei werden die Differenzwerte paarweise für die möglichen Kombinationen an PV-Teilgeneratorenpaaren gebildet und gespeichert. Aufgrund der paarweisen Speicherung eignet sich eine Speicherung der Differenzwerte für PV-Anlagen mit einer eher kleinen Anzahl von PV-Teilgeneratoren innerhalb des PV-Generators.
In einem nächsten Schritt S23 wird ermittelt, ob der Absolutwert der Differenz ||Z*_0,a| – |Z*_0,b|| zwischen den Referenz-Resonanzimpedanzen |Z*_0,a| und |Z*_0,b| größer ist als ein typischer Serienwiderstand R_S eines PV-Moduls. Wird ein solcher Unterschied detektiert, deutet dieses darauf hin, dass einer der Strings 10a oder 10b mindestens ein PV-Modul weniger umfasst als der andere String. Dieses kann beispielsweise durch einen Installationsfehler oder auch einen Kurzschluss, z.B. in einer Anschlussbox eines PV-Moduls, herrühren. Auf eine derartige Asymmetrie wird in einem Schritt S24 hingewiesen. Es kann vorgesehen sein, dass das Verfahren mit dem Schritt S24 unter Hinweis auf die aufgefundene Asymmetrie beendet wird. Alternativ kann das Verfahren mit einem Schritt S25 fortgesetzt werden, mit dem das Verfahren ebenfalls fortgesetzt wird, wenn die Bedingung zur Verzweigung zum Schritt S24 im Schritt S23 nicht aufgefunden wurde. Die Schritte S23 und S24 sind zudem optional und nicht notwendigerweise Teil eines anmeldungsgemäßen Verfahrens zum Erkennen und Signalisieren einer Teilverschattung.
In dem Schritt S25 werden nun im Betrieb der PV-Anlage unter Einstrahlungsbedingungen Messungen von Impedanzverläufen Z(f) an den PV-Teilgeneratoren, also beispielsweise an den Strings 10a, 10b durchgeführt. Der PV-Generator befindet sich daher bei diesen Messungen im Allgemeinen in einem Arbeitspunkt maximaler Leistung (Maximum Power Point / MPP). Die gemessenen Impedanzverläufe Z(f) werden nun analog zu Schritt S22 ausgewertet, indem eine Resonanzfrequenz f₀ und eine Resonanzimpedanz |Z₀|, die der PV-Teilgenerator bei der Resonanzfrequenz f₀ aufweist, für jeden der PV-Teilgeneratoren 10a, 10b bestimmt wird.
Alternativ zu dem oben Beschriebenen ist es in Schritt S25 auch möglich, lediglich einmalig einen Impedanzverlauf Z(f) für die einzelnen PV-Teilgeneratoren 10a, 10b innerhalb eines größeren – ursprünglich vorgegeben – Frequenzbereiches zu messen. Diese Messung erfolgt typischerweise mit Aufnahme einer größeren Anzahl an Stützstellen. Hieraus werden dann sowohl Resonanzfrequenzen f₀, wie auch Resonanzimpedanzen |Z₀| für die einzelnen PV-Teilgeneratoren 10a, 10b ermittelt. Für die folgenden Messungen ist es nun ausreichend, ausgehend von den anfänglich bestimmten Resonanzfrequenzen f₀ und Resonanzimpedanzen |Z₀| deren zeitliche Änderung in einem kleineren Frequenzbereich in der Umgebung der anfänglich bestimmten Resonanzfrequenz f₀ zu verfolgen. Dies erlaubt, die folgenden Messungen mit einer deutlich kleineren Stützstellenanzahl und daher schneller durchzuführen.
Prinzipiell ist es auch möglich, den zeitlichen Verlauf der Resonanzfrequenzen f₀ und der Resonanzimpedanzen |Z₀| für die einzelnen PV-Teilgeneratoren 10a, 10b in einem Nachführverfahren (Tracking-Verfahren) zu verfolgen. Hier wird ausgehend von der aktuellen Stützstelle (beispielsweise der Resonanzfrequenz f₀ der vorherigen Messung) an einer benachbarten Stelle – beispielsweise unterhalb der Resonanzfrequenz f₀ der vorherigen Messung – die entsprechende Impedanz |Z(f)| gemessen. Ist dieser Wert kleiner als die Impedanz der letzten Messung, so strebt die eingeschlagene Richtung einem Impedanzminimum |Z₀| entgegen und die Frequenz f wird in der gleichen Richtung weiter variiert. Ist hingegen die Impedanz an dieser Stelle größer als der vorherige Messwert, so wird die Frequenz ausgehend von der zuletzt bestimmten Resonanzfrequenz in entgegengesetzter Richtung variiert. Mit diesem Verfahren lässt sich der zeitliche Verlauf der Resonanzfrequenzen f₀ und der Resonanzimpedanzen |Z₀| für die einzelnen Teilgeneratoren 10a, 10b mit einem minimalen Mess- und Auswerteaufwand verfolgen.
In einem nächsten Schritt S26 wird nun überprüft, ob sich – ausgehend von der Lage der Referenz-Resonanzfrequenzen f*_0,a und f*_0,b zueinander – die Resonanzfrequenzen f_0,a und f_0,b beider Strings 10a und 10b relativ zueinander verschieben. Aufgrund von stets vorhandenen Messunsicherheiten ist es sinnvoll, hier einen Toleranzbereich mit der Breite eines Toleranzwertes ε zu definieren, ab dessen Überschreitung eine Verschiebung der Resonanzfrequenzen f_0,a und f_0,b relativ zueinander als signifikant gewertet wird. Um wiederum am Beispiel der 1 zu bleiben, wird überprüft, ob die relative Lage der Resonanzfrequenz f_0,a und f_0,b beider Strings 10a, 10b zueinander im Betrieb signifikant unterschiedlich sind als bei den Referenzmessungen, ob also gilt, dass entweder (f_0,a – f_0,b) kleiner ist als (f*_0,a – f*_0,b) – ε oder aber (f_0,a – f_0,b) größer ist als (f*_0,a – f*_0,b) + ε. In einer anderen Darstellung können diese beiden Kriterien in einer Ungleichung zusammengefasst werden. Bei dieser wird überprüft, ob der Absolutwert einer Differenz zwischen dem Unterschied der Resonanzfrequenz f_0,a des ersten Strings 10a zu der zugehörigen Referenz-Resonanzfrequenz f*_0,a und dem Unterschied der Resonanzfrequenz f_0,b des zweiten Strings 10b zu der zugehörigen Referenz-Resonanzfrequenz f*_0,b größer ist als der Toleranzwert ε, also ob gilt |(f_0,a – f*_0,a) – (f_0,b – f*_0,b)| > ε.
Ist dieses der Fall, kann eine Teil-Verschattung angenommen werden, die dem Wechselrichter in einem Schritt S29 signalisiert wird und ihn beispielsweise zum Start eines vollständigen Kennliniendurchlaufes P(U) anregt. In einer vorteilhaften Ausführungsform des Verfahrens wird der Kennliniendurchlauf P(U) erst bei Vorliegen einer länger anhaltenden Verschattung initiiert. Dies verhindert unnötige Kennliniendurchläufe P(U) bei sehr kurzzeitigen Verschattungsereignissen. Andernfalls verzweigt das Verfahren zurück zu dem Schritt S25, in dem erneut Impedanzmessungen durchgeführt und ausgewertet werden.
Optional ist es möglich, ein im Schritt S26 detektiertes Verschattungsereignis zu plausibilisieren. Hierzu werden zwischen den Schritten S26 und S29 die Schritte S27 und S28 durchgeführt. Hierzu wird im Schritt S27 der Impedanzverlauf Z(f) bewusst bei hohen Strömen, insbesondere nahe des Kurzschlussses des PV-Generators, gemessen. Bei diesem Arbeitspunkt sind die verschatteten PV-Module der PV-Teilgeneratoren durch Bypassdioden gebrückt. Bei einem teilverschatteten PV-Teilgenerator ist daher eine signifikante Abnahme des zugeordneten Impedanzminimums |Z₀| zu beobachten. Bei einer eingetretenen Teilverschattung eines PV-Teilgenerators ändert sich daher auch der Absolutwert der Differenz der Impedanzminima ||Z0,a| – |Z0,b|| einzelner PV-Teilgeneratoren 10a, 10b untereinander. Insbesondere wird diese Differenz größer als die der zugeordneten Referenzmessung ||Z*0,a| – |Z*0,b||. Nach erfolgreicher Überprüfung dieses Kriteriums im Schritt S28 wird dann zu dem Schritt S29 verzweigt und die Verschattung wird dem Wechselrichter signalisiert. Ist hingegen das Kriterium nicht erfüllt, beispielsweise aufgrund einer relativ schnell wandernden Teilverschattung, die beim Schritt S26 vorhanden war, aber kurz darauf nicht mehr, so ist ein vollständiger Kennliniendurchlauf P(U) des PV-Generators nicht mehr notwendig. Das Verfahren verzweigt in diesem Fall wieder zum Schritt S25 zurück, in dem erneut Impedanzmessungen im MPP-Arbeitspunkt des PV-Generators durchgeführt und ausgwertet werden.
Auch im Schritt S28 kann bei der Überprüfung ein Toleranzwert ε' > 0 vorgesehen sein, um den sich Differenzwerte mindestens unterscheiden müssen, bevor ein Verzweigen zu dem Schritt S29 vorgenommen wird. Es wird darauf hingewiesen, dass das Kriterium des Schrittes S26 sowohl auf Basis gespeicherter Referenz-Resonanzfrequenzwerte als auch auf Basis gespeicherter Differenzen der Referenz-Resonanzfrequenzwerte einzelner PV-Teilgeneratoren vorgenommen werden kann. Entsprechendes gilt ebenfalls für den Schritt S28. Wenn der PV-Generator deutlich mehr als zwei, insbesondere mehr als vier, PV-Teilgeneratoren aufweist, werden bevorzugt die Referenz-Resonanzfrequenzen f*₀ und die zugeordneten Referenz-Resonanzimpedanzen |Z*₀| abgespeichert. Die entsprechenden Differenzbildungen und die Vergleiche zweier PV-Teilgeneratoren miteinander werden dann durch einen geeigneten mathematischen Algorithmus für alle möglichen Kombinationen der PV-Teilgeneratoren durchgeführt.
In den 3 und 4 sind zur Illustration und Motivation des dargestellten Verfahrens jeweils zwei gemessene Impedanzverläufe Z(f) als Impedanzkurven 51a, 51b beim Vorliegen einer Teilverschattung eines PV-Generators wiedergegeben. Dargestellt ist jeweils der Betrag der Impedanz |Z| auf der Ordinate des Diagramms in Abhängigkeit der Frequenz f auf der Abszisse des Diagramms.
Die Impedanzkurve 51a gibt beispielhaft den Impedanzverlauf des Strings 10a der PV-Anlage der 1 in einer Situation wieder, in der ein Teil der PV-Module, beispielsweise die PV-Module 12a verschattet sind, während andere, also z.B. die PV-Module 11a unbeeinträchtigt bestrahlt werden. Die Impedanzkurve 51b der 3, 4 gibt den Impedanzverlauf des nicht ver-schatteten Strings, beispielsweise des Strings 10b aus der 1 wieder, bei dem sowohl alle PV-Module 11b und 12b unbeeinträchtigt mit gleicher Intensität wie die PV-Module 11a des Strings 10a bestrahlt werden. Es wird der einfacheren Erklärung halber im Folgenden davon ausgegangen, dass die Referenz-Impedanzmessungen Z*(f) für beide Strings 10a, 10b gleich verlaufen und insbesondere gleiche Werte für die Referenz-Resonanzfrequenzen f*_0,a und f*_0,b zeigen. Das Kriterium des Schritts S27 vereinfacht sich dann dazu, dass eine Verzweigung erfolgt, wenn die Differenz (f_0,a – f_0,b) der Resonanzfrequenzen der beiden Strings 10a, 10b größer als Null bzw. größer als ε oder aber kleiner als (–ε) wird.
Bei einer Einstrahlungssituation, bei der einer von zwei parallel geschalteten PV-Teilgeneratoren 10a, 10b teilverschattet ist, bilden sich in der Leistungskennlinie (P/U-Kennlinie) des PV-Generators 10 zwei lokale Maxima. Der Arbeitspunkt des PV-Generators 10 wird typischerweise von einer im Wechselrichter 20 integrierten Nachführeinrichtung, dem eingangs genannten MPP-Tracker, eingestellt. Abhängig von dem zeitlichen Verlauf der Ausbildung der Teilverschattung und auch abhängig von dem eingesetzten Nachführverfahren kann sich bei der Teilverschattung als Arbeitspunkt einer der beiden lokalen Maxima der P/U-Kennlinie einstellen.
3 gibt eine Situation wieder, bei der der Arbeitspunkt auf das lokale Maximum bei der niedrigeren Spannung (LV-MPP – Low Voltage Maximum Power Point) des PV-Generators 10 nachgeführt wurde. Die entsprechende Situation bei Einstellen des lokalen Maximums bei der höheren Spannung ist in 4 wiedergegeben.
Der LV-MPP, wie in 3 dargestellt, ist durch eine relativ hohe Stromstärke bei einer geringen Spannung des PV-Teilgenerators gekennzeichnet. In diesem Fall arbeiten die nicht verschatteten PV-Module 11a des teilverschatteneten Strings 10a annähernd unverändert in dem vor Eintritt der Verschattung vorliegenden Arbeitspunkt, wobei der Stromfluss durch die verschatteten PV-Module 12a durch in den Modulen integrierte Bypassdioden geführt wird. Die verschatteten Module 12a tragen daher nur mit der Impedanz der Bypassdioden zur Gesamtimpedanz im String 10a bei, die relativ klein ist. Durch das Überbrücken der verschatteten PV-Module 12a fallen in der Reihenverschaltung des Strings 10a einge Teilkapazitäten weg, wodurch sich die Kapazität des Strings 10a nur geringfügig erhöht. Entsprechend verschiebt sich das Resonanzmaximum f_0,a nur unwesentlich zu niedrigeren Frequenzen. Bei dem unverschatteten String 10b stellt sich ein höherer Strom als vor der Verschattung ein, da der Arbeitspunkt zu niedrigerer Spannung verschoben ist und die Strom/Spannungskennlinie von PV-Modulen monoton fallend ist. Bei höherem Strom schiebt sich das Resonanzminmum f₀ des Impedanzverlaufs zu höheren Frequenzen. Dieses ist bei der Impedanzkurve 51b dem bei deutlich höheren Frequenzen liegenden Resonanzminimum f_0,b zu erkennen.
In dem in 4 dargestellten Fall hat der MPP-Tracker den Arbeitspunkt in das lokale Maximum mit der höheren Spannung, dem sogenannten High Voltage Maximum Power Point (HV-MPP), geführt. Hier sind die Bypass-Dioden der verschatteten PV-Module deaktiviert und die Situation stellt sich umgekehrt dar. Die Spannung des PV-Generators ändert sich gegenüber der unverschatteten Situation nur geringfügig, wohingegen der Strom jedoch deutlich absinkt.
Dadurch, dass der Strom gering ist, kann er auch von den verschatteten PV-Modulen 12a erbracht werden, so dass deren Bypassdioden nicht aktiv werden. Der Impedanzverlauf der verschatteten Module ändert sich zu höheren Frequenzen hin und dominiert den Impedanzverlauf im gesamten teilverschatteten String 10a. Im unverschatteten String 10b ändert sich dagegen der Verlauf der Impedanz nicht wesentlich. Als Resultat wird eine höhere Resonanzfrequenz f_0,a für den teilverschatteten String 10a beobachtet, wohingegen sich die Resonanzfrequenz f_0,b des unverschatteten Strings 10b nicht wesentlich gegenüber dem unverschatteten Fall geändert hat. In beiden Fällen ist jedoch ein Auseinanderlaufen der Resonanzfrequenzen f_0,a, f_0,b zu beobachten, wodurch die Differenz (f_0,a – f_0,b) der Resonanzfrequenzen der beiden Strings 10a, 10b in beiden Fällen entweder größer als Null bzw. größer als ε oder aber kleiner als (–ε) wird. Somit ist das Kriterium im Schritt S26 der 2 erfüllt und das Verfahren wird mit dem Schritt S29 beziehungsweise optional mit dem Schritt S27 fortgesetzt.
Der Schritt S27 und ein folgender Schritt S28 sind optional und dienen als zusätzliches Kriterium zur Verifizierung der Teilverschattung neben dem im Schritt S26 geprüften Kriterium. Dazu werden in dem Schritt S27 Impedanzverläufe Z(f) für die PV-Teilgeneratoren bei einem relativ hohem Strom I_max durch den PV-Generator gemessen. Insbesondere ist dieser relativ hohe Strom zumindestens annhähernd gleich der Kurzschlussstromstärke des PV-Generators. Dieser relativ hohe Strom I_max kann dabei beispielsweise vom Wechselrichter 20 eingestellt werden, indem dieser den bisherigen Arbeitspunkt für den PV-Generator 10 verlässt und zumindest annähernd einen Kurzschluss an seinen Gleichstromeingängen einstellt. Aus den gemessenen Impedanzverläufen Z(f) wird jeweils eine Resonanzimpedanz |Z₀| für die PV-Teilgeneratoren, im Beispiel der 1 also die Strings 10a, 10b, ermittelt.
In dem Schritt S28 wird nun überprüft, ob ein Absolutwert einer Differenz zwischen zwei ermittelten Resonanzimpedanzen größer ist als ein Absolutwert der Differenz entsprechender Referenz-Resonanzimpedanzen derselben PV-Teilgeneratoren. Wiederum am Beispiel der 1 erläutert wird also überprüft, ob Unterschiede in der Resonanzimpedanz |Z_0,a| und |Z_0,b| der beiden
Strings 10a, 10b im Betrieb größer sind als bei den Referenzmessungen, ob also gilt, dass ||Z_0,a| – |Z_0,b|| größer ist ||Z*_0,a| – |Z*_0,b||. Wenn dieses Kriterium erfüllt ist, kann dieses als ein weiterer Hinweis auf das Vorliegen einer Teilverschattung angesehen werden und das Verfahren verzweigt zu einem Schritt S29, in dem diese Teilverschattung signalisiert wird. Ist das Kriterium dagegen nicht erfüllt, wird keine Bestätigung des Ergebnisses des Schrittes S26 aufgefunden und das Verfahren verzweigt zurück zum Schritt S25, um erneut Messungen von Impedanzverläufen 52a, 52b im Betriebszustand des PV-Generators vorzunehmen. Zu diesem Zweck wird ein zuvor eingestellter Arbeitspunkt, beispielsweise ein MPP, vom Wechselrichter 20 wieder eingestellt. Bei dem Vergleich kann – ähnlich wie bei dem Vergleich der Resonanzreferenzen f₀ – ein Toleranzwert ε‘ > 0 vorgesehen sein, um einen Einfluss von kleinen Messungenauigkeiten auszuschalten.
In der 5 sind in ähnlicher Art wie in den 3 und 4 typische Impedanzverläufe Z(f) als Impedanzkurven 52a, 52b für den im Schritt S27 vorliegenden (annähernden) Kurzschlussfall des PV-Generators angegeben. Die Impedanzkurve 52a gibt dabei wieder den Impedanzverlauf eines teilverschatteten PV-Generators, beispielsweise des teilverschatteten Strings 10a der PV-Anlage der 1 wieder. Der mit der Impedanzkurve 52b dargestellte Impedanzverlauf ist der eines unverschatteten PV-Teilgenerators, beispielsweise des unverschatteten Strings 10b aus dem Beispiel der 1. Wiederum wird davon ausgegangen, dass die entsprechenden Referenz-Impedanzmessungen Z*(f) für beide PV-Teilgeneratoren 10a, 10b gleich verlaufen.
In einem Arbeitspunkt in der Nähe des Kurzschlusses, also bei annähernd maximal lieferbaren Strom I_max des PV-Generators 10, befinden sich alle nicht verschatteten PV-Module 11a, 11b und 12b im Kurzschlussbetriebszustand, wohingegen die verschatteten PV-Module 12a den Impedanzverlauf der aktiven Bypassdioden zeigen. Die relativ kleine Impedanz der Bypassdioden trägt zur Gesamtimpedanz im String 10a jedoch nicht oder nur unwesentlich bei. In der Impedanzmessung Z(f) stellt sich der teilverschattete String 10a somit um die Anzahl der verschatteten PV-Module 12a kürzer dar als der nicht verschattete String 10b. Daher ist der Absolutwert des Impedanzminimums |Z_0,a| für den teilverschatteten String 10a geringer als der Absolutwert des Impedanzminimums |Z_0,b| für den nicht verschatteten String 10b. Insbesondere unterscheiden sich die Resonanzimpedanzen |Z_0,a| und |Z_0,b| um ein Vielfaches des Serienwiderstands R_S, wobei dieses Vielfache gerade der Anzahl der verschatteten PV-Module 12a entspricht.
Bei dem Ausführungsbeispiel der 2 werden somit Unterschiede der anhand der Impedanzmessungen ermittelten Resonanzfrequenz und Resonanzimpedanz zur Detektion und anschließender Signalisierung einer Teilverschattung eingesetzt. In der 6 ist in einem Flussdiagramm analog zu der 2 ein weiteres Ausführungsbeispiel eines Verfahrens zur Erkennung und Signalisierung einer Teilverschattung angegeben.
Das Verfahren gemäß 6 beginnt mit ersten Schritten S61 bis S66 in genau gleicher Weise wie das Verfahren gemäß 2 mit den Schritten S21 bis S26. Es wird auf die Erläuterungen im Zusammenhang mit 2 verwiesen.
Nachdem in dem Schritt S66 das auf der Resonanzfrequenzverschiebung basierende Kriterium erfüllt ist, wird bei dem in 6 gezeigten Verfahren unmittelbar in einem Schritt S67 die detektierte Teilverschattung signalisiert. Daraufhin werden Schritte S68 und S69 durchgeführt, die den Schritten S27 und S28 gemäß 2 entsprechen.
Im Unterschied zu dem Ausführungsbeispiel der 2 dient die Messung und Analyse der Resonanzimpedanzen im Kurzschlussfall des PV-Generators 10 jedoch nicht einer Verifizierung des in Schritt S26 bzw. S66 gefundenen Ergebnisses, sondern wird auf andere Art interpretiert. Ziel der Messung ist nun eine Kontrolle zur korrekten Funktionstüchtigkeit der Bypassdioden verschatteter PV-Module. Dies lässt sich beispielsweise durch eine bewusst herbeigeführte Teilverschattung einzelner Strings auf einfache Art und Weise realisieren. In diesem Fall ist die Teilverschattung bewusst herbeigeführt und offensichtlich. In einem anderen Fall ist die Teilverschattung nicht bewusst herbeigeführt. Allerdings ist anderweitig gewährleistet, dass die Verschattung zumindest während der Schritte S65 bis S69 konstant bleibt und sich nicht ändert. Es wird nun analysiert, inwieweit der Vergleich der Resonanzimpedanzen eines teilverschatteten mit einem unverschatteten String die aktivierten Bypassdioden des verschatteten Strings widerspiegelt.
Wenn sich daher in dem Schritt S69 zeigt, dass der Absolutwert der Differenzen der Resonanzimpedanzen im Kurzschlussfall nicht größer ist als der Absolutwert der Differenzen der Referenz-Resonanzimpedanzen, lässt dieses auf einen Defekt von Bypassdioden innerhalb des verschatteten PV-Teilgenerators schließen. Dieser wird in einem Schritt S70 signalisiert. Ist dagegen das Kriterium im Schritt S69 erfüllt, kann nicht auf einen Defekt der Bypassdioden geschlossen werden und das Verfahren verzweigt zu einem Schritt S71, indem entsprechend intakte Bypassdioden signalisiert werden. Anschließend kann von beiden Schritten S70, S71 aus vorgesehen sein, dass das Verfahren wiederum zurück zum Schritt S65 verzweigt und ab diesem Punkt – beispielsweise mit der bewusst herbeigeführten Verschattung anderer PV-Module – wiederholt ausgeführt wird.
In den Ausführungsbeispielen der 2 und 6 wurde zur Auswertung der Messwerte als eine Resonanzeigenschaft die Amplitude der komplexwertigen Impedanz betrachtet. Die Auswertung kann jedoch auf einer beliebigen Kenngröße der komplexwertigen Impedanz an der Resonanzstelle beruhen, beispielsweise ihrem Realteil, ihrem Imaginärteil oder ihrer Phase.
Bezugszeichenliste

10: PV-Generator
10a, 10b: PV-Teilgenerator
11a, 11b: PV-Modulgruppe
12a, 12b: PV-Modulgruppe
20: Wechselrichter
30: Energieversorgungsnetz
40: Vorrichtung zur Verschattungserkennung
41: Einkoppelmittel
42: Signalgenerator
43a, 43b: Auskoppelmittel
44a, 44b: Signalverstärker
45: Steuereinrichtung
51a, 51b: Impedanzkurve im MPP
52a, 52b: Impedanzkurve bei I_max
S21–S29: Verfahrensschritte
S61–S71: Verfahrensschritte
Z*(f): Referenz-Impedanzverlauf
Z(f): Impedanzverlauf
f*0: Referenz-Resonanzfrequenz
f0: Resonanzfrequenz
Z*0: Referenz-Resonanzimpedanz
Z0: Resonanzimpedanz
ε, ε‘: Toleranzen

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

EP 2388602 A1 [0005]
WO 2012/000533 A1 [0006]

Claims

Verfahren zum Signalisieren einer Teilverschattung innerhalb eines PV-Generators (10), der mindestens zwei parallel geschaltete PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) aufweist, mit den folgenden Schritten: – Durchführen je einer Referenz-Impedanzmessung an den mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) in einem Zustand gleichmäßiger Beleuchtung des PV-Generators (10); – Ermitteln je mindestens einer Referenz-Resonanzeigenschaft der mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) aus der Referenzimpedanzmessung; – Durchführen von Impedanzmessungen an den mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) in einem ersten Arbeitspunkt des PV-Generators (10) im Betrieb des PV-Generators (10); – Ermitteln je mindestens einer Resonanzeigenschaft der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) aus der Impedanzmessung und – Erkennen und signalisieren einer Teilverschattung innerhalb des PV-Generators (10), wenn sich eine Differenz zwischen den Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) am ersten Arbeitspunkt von einer Differenz der Referenz-Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) unterscheidet.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Referenz-Resonanzeigenschaft bzw. die Resonanzeigenschaft eine Referenz-Resonanzfrequenz (f*₀) bzw. eine Resonanzfrequenz (f₀) ist.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem die Referenz-Resonanzeigenschaft bzw. die Resonanzeigenschaft eine Referenz-Resonanzimpedanz (Z*₀) bzw. eine Resonanzimpedanz (Z₀) ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, bei dem die Durchführung der je einen Referenz-Impedanzmessung an den mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) bei Dunkelheit erfolgt.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, bei dem das Erkennen und Signalisieren einer Teilverschattung innerhalb des PV-Generators (10) erst dann erfolgt, wenn sich eine Differenz zwischen den Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren am ersten Arbeitspunkt um mindestens einen Toleranzwert (ε) von einer Differenz der Referenz-Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) unterscheidet.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem abhängig von einer Differenz der Referenz-Resonanzimpedanzen (Z*_0,a, Z*_0,b) zweier Teilgeneratoren (10a, 10b) festgestellt und gegebenenfalls signalisiert wird, dass eine Asymmetrie in der Anzahl der PV-Module innerhalb der Teilgeneratoren (10a, 10b) vorliegt.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, welches zusätzlich die folgenden Schritte aufweist: – Durchführen von weiteren Impedanzmessungen an den mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) in einem zweiten, insbesondere kurzschlussnahen Arbeitspunkt des PV-Generators im Betrieb des PV-Generators und – Ermitteln von Resonanzeigenschaften der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) aus den Impedanzmessungen am zweiten Arbeitspunkt.
Verfahren nach Anspruch 7, bei dem eine Teilverschattung nur dann erkannt und signalisiert wird – wenn sich eine Differenz der Resonanzfrequenz (f₀) der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) am ersten Arbeitspunkt von der entsprechenden Differenz der Referenz-Resonanzfrequenzen (f*₀) unterscheidet und – wenn sich eine Differenz der Resonanzimpedanz (Z₀) der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) am zweiten Arbeitspunkt von der entsprechenden Differenz der Referenz-Resonanzimpedanz (Z*₀) unterscheidet.
Verfahren nach Anspruch 7, bei dem ein Defekt in mindestens einer Bypassdiode innerhalb von PV-Modulen des PV-Generators (10) festgestellt und gegebenenfalls signalisiert wird, wenn die Differenz der Resonanzimpedanz (Z₀) der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) am zweiten Arbeitspunkt betragsmäßig gleich oder kleiner ist als die entsprechende Differenz der Referenz-Resonanzimpedanz (Z*₀).
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, geeignet für einen PV-Generator (10), der mehr als zwei parallel geschaltete PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) aufweist, wobei der Vergleich der Differenz der Resonanzeigenschaften bzw. der Referenz-Resonanzeigenschaften jeweils paarweise für zwei der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) durchgeführt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, bei dem eine erste Impedanzmessung an dem ersten und/oder dem zweiten Arbeitspunkt der PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) auf Basis einer größeren Stützstellenanzahl durchgeführt wird, wobei aus der ersten Messung einmalig Resonanzeigenschaften ermittelt werden, deren zeitliche Änderungen in den folgenden Messungen über ein Nachführverfahren verfolgt werden.
Vorrichtung (40) zum Signalisieren einer Teilverschattung innerhalb eines PV-Generators (10), der mindestens zwei parallel geschaltete PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) aufweist, aufweisend Mittel zur Durchführug von Impedanzmessungen der einzelnen PV-Teilgeneratoren (10a, 10b), wobei die Vorrichtung (40) dazu eingerichtet ist, ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 11 durchzuführen.
Vorrichtung (40) gemäß Anspruch 12, umfassend mindestens ein Einkoppelmittel (41) für ein Wechselspannungs-Testsignal in den PV-Generator (10), sowie mindestens zwei unterschiedlichen PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) zugeordnete Auskoppelmittel (43a, 43b) zum Auskoppeln eines Wechselspannungssignals aus den PV-Teilgeneratoren (10a, 10b).
Vorrichtung (40) gemäß Anspruch 12 oder 13, umfasssend eine Steuereinrichtung (45) zur Steuerung der Durchführung und Auswertung der Impedanzmessungen.
Vorrichtung (40) gemäß Anspruch 14, bei der zumindest die Steuereinrichtung (45) in einem Wechselrichter (20) für eine PV-Anlage angeordnet ist.