DE102013000235A1

DE102013000235A1 - Leistungsabsenkung PV-Generator bei prognostizierter Verschattung

Info

Publication number: DE102013000235A1
Application number: DE201310000235
Authority: DE
Inventors: Bernhard Beck
Original assignee: Adensis GmbH
Current assignee: Belectric GmbH
Priority date: 2013-01-10
Filing date: 2013-01-10
Publication date: 2014-07-10

Abstract

Es wird ein Verfahren zum Betrieb eines an ein Versorgungsnetz (7) angeschlossenen PV-Generators (3) beschrieben. Die von dem PV-Generator in das Versorgungsnetz eingespeiste Leistung (P) wird in Folge einer zuvor prognostizierten, zu erwartenden wetterbedingten Leistungsreduktion des PV-Generators abgesenkt, bevor die Leistungsreduktion bei dem PV-Generator wirksam ist. Eine entsprechende PV-Anlage umfasst eine Regel- und Steuereinrichtung (9), die mit einem Wetterprognosegerät (11) verbunden ist, welches eine Änderung der Strahlenintensität und -menge auf den PV-Generator vorherbestimmt. Vorteil des Verfahrens und der Anordnung ist es, dass abrupte Leistungsabfälle im Versorgungsnetz verhindert werden können.

Description

Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Betrieb eines an ein Versorgungsnetz angeschlossenen PV-Generators und auf eine Photovoltaikanlage umfassend einen PV-Generator, einen Wechselrichter und eine Regel- und Steuereinheit. Unter einem elektrischen Versorgungsnetz wird dabei verstanden, dass neben dem PV-Generator mindestens ein weiterer, insbesondere regelbarer Energieerzeuger sowie mindestens ein Verbraucher vorhanden sind.
Der Betrieb und die Arbeitsweise von Photovoltaikanlagen sind aus vielen Veröffentlichungen sattsam bekannt. Aus der DE 10 2009 024 212 A1 ist es bekannt, mit einer optischen Einrichtung das Firmament zwischen einem PV-Generator und der Sonne zu beobachten und die Beobachtungen zu einer Prognose von heranziehenden Abschattungen auszuwerten. Je nach prognostizierter Leistungsreduktion kann ein Ersatzkraftwerk frühzeitig angefahren werden, um die zu erwartende Leistungsminderung auszugleichen. Die dort beschriebene Vorgehensweise sieht keinen Einfluss der Wetterprognose auf die Arbeitsweise der PV-Anlage vor.
Es gibt Regionen in der Welt, in denen eine Photovoltaikanlage einen wesentlichen Beitrag zur Stromerzeugung leistet. Bei einem steilen Leistungsabfall von z. B. 100% Vollleistung auf 10% Teilleistung kann das dazu führen, dass das gesamte Versorgungsnetz der Region zusammenbricht. Ein solch starker Leistungsabfall ist bereits dann gegeben, wenn an einem ansonsten blauen Himmel eine einzelne weiße Wolke den PV-Generator komplett verdeckt.
Vorliegender Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, einen wetterbedingten, stoßartigen Leistungsabfall am PV-Generator nicht stoßartig an das Versorgungsnetz weiterzureichen.
Bezüglich des Verfahrens wird diese Aufgabe dadurch gelöst, dass die seitens des PV-Generators in das Versorgungsnetz eingespeiste Leistung bei einer zuvor prognostizierten, zu erwartenden wetterbedingten Abschattung des PV-Generators abgesenkt wird, bevor die Abschattung bei dem PV-Generator wirksam ist. Es wird also ein weicher Übergang geschaffen, anstelle eines ansonsten stoßartig auftretenden Leistungsabfalls. Der weiche Übergang wiederum erlaubt es dem Netzbetreiber, frühzeitig einen Lastabwurf vorzunehmen, bevor das Versorgungsnetz der gesamten Region zusammenbricht und gegebenenfalls für eine Ersatzlieferung Sorge zu tragen, die die ausfallende PV-Energielieferung ersetzt. Dabei wird durch die erfinderische Maßnahme in Kauf genommen, dass an sich noch photovoltaisch erzeugbare Energie verschenkt wird. Die Netzeinspeiseleistung durch den Wechselrichter des PV-Generators sinkt dabei in geplanter Weise. Ein weiterer Vorteil liegt darin, dass durch die geplante, weiche Leistungsreduzierung im Netz anderen Leistungserzeugern mit langsamem Regelverhalt die Möglichkeit gegeben wird, ihre Leistung analog anzupassen. Die erfindungsgegenständliche Verfahrensführung dient im Wesentlichen dazu, die Einspeisung volatiler Solarstromerzeugung, dass heißt temporär stark schwankende Leistung, gedämpft, das heißt sanft, bzw. geglättet in das Versorgungsnetz einzuspeisen, um kritische Netzschwankungen, Betriebsmittelbelastungen und generell Netzinstabilitäten zu reduzieren. Dies ist gleichermaßen relevant für kleine regional begrenzte Inselsysteme als auch für die im Verbundnetz betriebenen Großanlagen. In kleineren Inselsystemen steht hier generell die Verfügbarkeit von Strom im Vordergrund, wohingegen im Verbundnetz durch die meist industrialisierte Prägung die Stromqualität als vordergrundiges Ziel anzustreben ist. Schon kleine Schwankungen können größere Auswirkungen auf die Produktion und Prozesse in Gewerbe und Industrie hervorrufen.
Unter Beibehaltung der geplanten Absenkung der Netzeinspeiseleistung kann es sinnvoll sein, wenn die Verschiebung des Arbeitspunktes des PV-Generators hin zu einem Zielwert weniger und/oder langsamer vorgenommen wird, als es für das geplante Erreichen des Zielwerts an sich notwendig wäre. Die über die reduzierte oder verlangsamte Verschiebung zusätzlich gewonnene Energie des PV-Generators (die aber nicht in das Versorgungsnetz eingespeist wird) wird in einem Zwischenspeicher zwischengelagert. Die im Zwischenspeicher zwischengespeicherte Energie kann später dazu verwendet werden, bei einer prognostizierten, zu erwartenden wetterbedingten Leistungserhöhung des PV-Generators in das Versorgungsnetz eingespeist zu werden, bevor die Leistungserhöhung wirksam wird. So wird aus Sicht des Versorgungsnetzes nicht nur eine weiche Absenkflanke, sondern auch eine weiche Hochfahrflanke hin zur erhöhten Leistungseinspeisung des PV-Generators nach Wegzug der Wolke erreicht, wobei der Zeitpunkt entsprechend der zugespeisten Energie vorverlegt ist im Vergleich zu einem Zeitpunkt, der mit der Leistungserhöhung erst dann beginnt, wenn die Wolke nicht mehr photovoltaisch wirksam ist. Die vor der erwarteten Abschattung noch erzeugbare Solarenergie wird also weiter zumindest teilweise „abgeerntet”, allerdings nicht sofort zur Netzeinspeisung verwendet, sondern zur Schaffung eines späteren, weichen Übergangs, wenn der PV-Generator wieder zum Betriebspunkt seiner maximalen Leistung geführt wird.
Der Terminus Verschattung steht als Synonym für alle kurzfristig auftretenden Wetterveränderungen, die Einfluss nehmen auf die Ausgangsleistung des PV-Generators. Es sind dies insbesondere heranziehende Wolken, sich nähernde Nebelbänke und dergleichen, die zumindest einen Teil des PV-Generators gegenüber den auftreffenden Sonnenstrahlen verdecken bzw. deren Intensität verringern werden. An langfristige, den Lichteinfall auf den PV-Generator beeinflussende Wetteränderungen, wie z. B. eine generelle Eintrübung der Atmosphäre, ist weniger gedacht. Unter eine kurzfristig auftretende Wetterveränderung wird eine Änderung verstanden, die die Intensität der auf den PV-Generator auftreffenden Lichtstrahlen innerhalb der nächsten 30 Minuten, insbesondere der nächsten 0,2 Minuten bis 15 Minuten, signifikant, das heißt z. B. um mindestens 3%, insbesondere zwischen 30% bis 90%, der aktuell noch herrschenden Intensität, reduziert. Wenn an eine Verwendung des Verfahrens und der Vorrichtung als „Floatautomat” gedacht ist, der die Leistungskurve lediglich glätten soll, ist auch eine Reaktion auf eine kleinere Intensitätsänderungen als 3% sinnvoll.
Bezüglich der Photovoltaikanlage wird die Aufgabe dadurch gelöst, dass die Regel- und Steuereinheit mit einem Wetterprognosegerät in Wirkverbindung steht, welches eine Änderung der Intensität der auf zumindest Teilen des PV-Generators auftreffenden Sonnenstrahlen in einem Zeitfenster von 0,2 Minuten bis 15 Minuten, bevorzugt von 1 Minute bis 10 Minuten, vorausberechnet. Es ergeben sich in analoger Weise die in Zusammenhang mit dem Verfahren beschriebenen Vorteile.
Es ist vorteilhaft, wenn die Absenkung der photovoltaisch erzeugten Leistung des PV-Generators über eine Verschiebung des Arbeitspunktes der IGBT's eines an den PV-Generator angeschlossenen Wechselrichters weg vom Punkt maximaler Leistung (MPP) erfolgt. Dann sind lediglich Softwareeingriffe in die Arbeitsweise der genannten, dem Wechselrichter inhärenten IGBT's erforderlich. Es ist allgemein bekannt, dass die photovoltaisch erzeugte Leistung entlang einer U/I-Kennlinie des PV-Generators erfolgt, wie sie beispielsweise aus der DE 10 2010 019267 A1 bekannt ist. Da der Wechselrichter eine Mindestspannung benötigt, ist es zweckmäßig, die Verschiebung des Arbeitspunktes auf der U/I Kennlinie hin zu höheren Spannungen vorzunehmen, um den folgend angesprochenen Zielwert bezüglich der reduzierten Einspeiseleistung zu erreichen. Das erleichtert zugleich die Einlagerung der Energie in den zuvor angesprochenen Zwischenspeicher, da dieser in der Regel eine Batterie ist, die zur Aufladung eine höhere Spannung benötigt, als die aktuell an den Klemmen der Batterie anliegende Leerlaufspannung.
Die Reduktion der Leistung des PV-Generators sollte hin zu einem Zielwert erfolgen, der insbesondere in Abhängigkeit von mindestens einem der folgenden Parameter errechnet wird:
die aktuell vorliegende PV-Generatorleistung;
die prognostizierte Zeitdauer bis zum Eintreten der Verschattung; und
die prognostizierte Stärke der Verschattung.
Die aktuelle PV-Generatorleistung spielt insofern eine Rolle, als z. B. bei einer ohnehin wenig zur Energieversorgung beitragenden PV-Anlage durch deren Komplettausfall keine nennenswerte Gefahr für einen Netzzusammenbruch einhergeht. In diesem Fall sind bereits Zusatzaggregate am Netz, die den aktuellen Bedarf decken. Arbeitet der PV-Generator hingegen unter Volllast, so ist der Zielpunkt so zu legen, dass bei Eintritt der Verschattung die befürchtete Versorgungslücke bis hin zum Netzzusammenbruch ausfällt. Die Schnelligkeit, mit der der Zielwert erreicht werden sollte hängt mit der prognostizierten Zeitdauer bis zum Eintreten der Verschattung ab. Schließlich ist auch noch die Einbeziehung der prognostizierten Stärke der erwarteten Leistungsreduktion in Form der Verschattung für die Wahl des Zielwerts wichtig. Dieser sollte umso tiefer angesetzt werden, je stärker die Verschattung ausfallen wird.
Insbesondere bei einer stärkeren, erwarteten Leistungsminderung, die eine Absenkung der Netzeinspeiseleistung unterhalb eines kritischen Wertes zur Folge haben würde, ist es empfehlenswert, dass im engen zeitlichen Zusammenhang, insbesondere gleichzeitig, mit dem Einleiten der Reduktion der Leistung des PV-Generators der Einsatz eines Ersatzenergielieferanten eingeleitet wird. Dies kann insbesondere eine Batterie, ein Dieselgenerator, eine Gasturbine und/oder eine Brennstoffzelle sein. Stehen mehrere Ersatzenergielieferanten zur Verfügung so sollten zur Lieferung der- oder diejenigen vorbereitet werden, die die zu erwartende Minderleistung seitens des PV-Generators am zielgenauesten ausgleicht. Dabei kann es je nach Situation sinnvoll sein, zunächst die sofort verfügbare Batterieleistung einzusetzen, um die kurze Zeitspanne bis zum Einsatz eines Dieselgenerators zu überbrücken. Dieser könnte dann später von einer günstigeren oder leistungsfähigeren Gasturbine abgelöst werden, je nachdem, was die prognostizierten Minderleistungen seitens des PV-Generators ergeben.
Weitere Ausgestaltungen und Vorteile der Erfindung ergeben sich aus der Beschreibung eines Ausführungsbeispiels anhand der Figuren. Es zeigen:
1, 1a erfindungsgemäße Photovoltaikanlagen;
2a–2d beispielhafte erfindungsgemäße Betriebsführungen des PV-Generators;
3 eine Betriebsführung in Verbindung mit einem Energiezusatzlieferanten; und
4 eine Betriebsführung in Verbindung mit einem Energiezusatzlieferant und einer Batterie.
In den 1 und 1a ist eine Photovoltaikanlage 1 mit einem PV-Generator 3 gezeigt, der an einen Wechselrichter 5 angeschlossen ist. Der Ausgang des Wechselrichters 5 ist über nicht gezeigte Schaltmittel mit einem elektrischen Versorgungsnetz 7 verbunden. Der Wechselrichter 5 wird von einer Steuer- und Regeleinrichtung 9 angesteuert, die im Regelfall bestrebt ist, die in dem Wechselrichter inhärent vorhandenen IGBT's auf einen Arbeitspunkt einzustellen, so dass die dem PV-Generator entnommene Leistung unter den gegebenen Witterungsverhältnissen maximal ist. Dazu ist auszuführen, dass jeder PV-Generator 3 an einen Wechselrichter 5 angeschlossen ist, in dem in der Regel eine MPP-Regeleinrichtung 9a integriert ist. Im vorliegenden Fall ist die MPP-Regeleinrichtung 9a als Komponente einer komplexeren Regel- und Steuereinrichtung 9 gezeigt, die mit dem Wechselrichter 5 verbunden ist. Die MPP-Regeleinrichtung 9a stellt die Arbeitspunkte der im Wechselrichter 5 enthaltenen elektronischen Bauteile so ein, dass das Produkt aus U × I, also das Produkt des erzeugten Gleichstroms bei der erzeugten Spannung maximal ist. Diese maximal mögliche Leistung hängt von den herrschenden Wetter- und Umweltbedingungen ab, insbesondere von der Außentemperatur und der Intensität der Sonneneinstrahlung auf die Photovoltaikzellen bzw. die Photoschicht ab. Eine gezielte Abweichung auf einen kleineren Wert als den MPP bedingt einen Eingriff in das Regelschema der MPP-Regeleinrichtung 9a.
Die Steuer- und Regeleinrichtung 9 ist mit einem Wetterprognosegerät 11 verbunden, wie es insbesondere aus der DE 10 2009 024 212 A1 bekannt ist. Das heißt, über eine optische Einrichtung wird der Wolkenzug am Firmament beobachtet und in Bezug zum Standort des PV-Generators 3 gesetzt. Dabei wird ausgewertet, in wie weit sich die vorliegende Wolkenstruktur und deren Verlauf auf eine potentielle Abschattung des PV-Generators 3 auswirkt. Die ermittelten Daten werden in der Steuer- und Regeleinheit 9 herangezogen, um einen Einspeiseverlauf des Wechselrichters 5 nach einem der in den 2a bis 2d beispielhaft gezeigten Verläufen zu initiieren. Eine weitere Datenleitung 21 führt zu einem wechselspannungsbasiertem Zusatzenergieversorger 13, wie beispielsweise einer Batterie mit Wechselrichter, einem Dieselgenerator, einer Gasturbine und/oder einer Brennstoffzelle, die jeweils geeignet sind eine bestimmte Menge an Energie als Ersatz für die Energiemenge, die von dem PV-Generator zur Zeit nicht erzeugbar ist, zu liefern. Der Zusatzenergieversorger 13 kann an einer beliebigen Stelle im Versorgungsnetz 7 angeordnet sein und speist direkt in das Versorgungsnetz 7 ein. Im Falle eines Gleichspannungsversorgers ist dazu ein weiterer Wechselrichter (nicht gezeigt) erforderlich. Der Zusatzgenerator 13 profitiert dabei von der frühzeitigen Prognose zur Leistungsabgabe des PV-Generators und kann vor Eintreten der Absenkung bereits seinen Brennstoffeinsatz erhöhen. Insbesondere bei im Betrieb befindlichen Kohlekraftwerken sind hier einige 10 Minuten Vorlauf hilfreich. Im Falle von abgeschalteten Gaskraftwerken 5 Min. bis 10 Minuten und im Falle von im Betrieb befindlichen Gaskraftwerken einige 10 Sekunden.
Schließlich zeigt die 1 noch eine Batterie 15, die über ein Schaltmittel 17 an die Gleichspannungseingangsseite des Wechselrichters 5 zuschaltbar ist. Das Schaltmittel 17 ist über eine Steuerleitung 19 mit der Steuer- und Regeleinrichtung 9 verbunden. Je nach Spannungshöhe an den Batterieklemmen findet bei geschlossenem Schalter 17 ein Laden oder Entladen der Batterie 15 statt. Ebenso ist ein Gleichspannungswandler zum Anpassen der Spannung zwischen der Batterie 15 und dem PV-Generator 3 sinnvoll, um unterschiedliche Spannungen aufeinander abzustimmen und den gewünschten Lade- oder Entladevorgang kontrolliert vorzunehmen. Der Schalter 17 kann entfallen, wenn ein entsprechender DC/DC-Wandler eingesetzt wird.
Bei der 1 ist ein Netzeinspeisepunkt 22a gezeigt, der definiert ist als Übergangsstelle zwischen der Photovoltaikanlage 3 und dem Versorgungsnetz 7, sowie ein weiterer Netzeinspeisepunkt 22b, über welchen der Zusatzenergielieferant 13 seine Energie in das Versorgungsnetz 7 einspeist. Das Versorgungsnetz 7 dient der Versorgung von Verbrauchern mit elektrischer Energie. In Abwandlung hierzu zeigt die 1a nur einen einzigen Netzeinspeisepunkt 22c, hinter dem sowohl der PV-Generator 3 als auch der Zusatzenergielieferant 13 angeschlossen sind. Unter einem Netzeinspeisepunkt 22a–22c wird dabei die Kopplung eines Energielieferanten an das Versorgungsnetz 7 verstanden.
In den 2a bis 2d ist auf der Abszisse die Zeit t aufgetragen und auf der Koordinatenachse die Netzeinspeiseleistung P, in der ggf. der Einsatz des Zusatzenergieerzeugers 13 und/oder der Batterie 15 berücksichtigt ist.
Bis zum Zeitpunkt t₁ arbeitet die Regel- und Steuereinheit 9 bei allen Varianten in der gewohnten Weise am Punkt maximaler Leistung MPP. Zu diesem Zeitpunkt t₁ ermittelt das Wetterprognosegerät 11, dass in z. B. 10 Minuten mit einer Abschattung des PV-Generators 3 zu rechnen ist, die also zum Zeitpunkt t₂ = t₁ + 10 auf die solare Energieerzeugung Einfluss haben wird. Gemäß der Betriebsführung nach der 2a greift die Regel- und Steuereinheit 9 daraufhin in die Arbeitsweise der IGBT's des Wechselrichters 5 derart ein, dass der Arbeitspunkt des Wechselrichters 5 von seinem MPP linear so weggeführt wird, dass die PV-Generator-Wechselrichtereinheit 3, 5 zum Zeitpunkt t₂ nur noch reduziert, am gezeigten Beispiel ca. 20% von seiner technisch möglichen erzeugbaren Solarleistung, in das Netz 7 einspeist. Die zu dem schraffierten Feld F1 in der 2a äquivalente, an sich erzeugbare Solarleistung wird also verschenkt, bzw. nicht dem PV-Generator 3 entzogen, um zum Zeitpunkt t₂, an dem die Abschattung eintritt, bereits auf einem kleineren Netzeinspeiselevel zu sein. Die geminderte Einspeiseleistung P entspricht dem eingezeichneten Punkt P₁, der über die Regel- und Steuereinheit 9 dem Wechselrichter 5 vorgegeben wird. Dieser Punkt P₁ liegt im Idealfall dort wo er gezeigt ist, nämlich exakt an dem MPP Arbeitspunkt der PV-Generator-Wechselrichtereinheit 3, 5 nach Eintritt der Abschattung. In der Realität wird er etwas darunter oder darüber liegen, je nach dem, wie genau die Prognose zur Höhe der Abschattung ausgefallen ist. Durch die genannte Maßnahme wird ein harter Übergang eines Leistungsabfalls vermieden, wie er anderenfalls zum Zeitpunkt t₂ ohne die erfinderische Maßnahme aufgetreten wäre. Netzinstabilitäten wären dann zu erwarten. Der Verlauf ohne die erfindungs-gemäße Maßnahmen ist in allen 2a bis 2d, 3 und 4 durch eine voll-punktierte Linie dargestellt.
Zum Zeitpunkt t₂ hat sich die Abschattung eingestellt und die zuvor gezielt abgesenkte Leistung der PV-Generator-Wechselrichtereinheit auf einen vom MPP abweichenden Wert wird zurückgenommen, so dass die Einheit wieder auf den MPP bei Vorliegen der Abschattung arbeitet. Dieser MPP-Leistungswert wird für den Zeitraum zwischen t₂ und t₅ mit ggf. wetterbedingten Schwankungen vorliegen, wobei t₅ derjenige Zeitpunkt ist, an dem die Abschattung des PV-Generators 3 verschwunden ist oder zumindest nachlässt, und wieder mehr Solarleistung erzeugbar ist, die in das Versorgungsnetz 7 eingespeist werden kann. Der Anstieg kann wie gezeigt bis zum ursprünglichen Wert vor Auftreten der Abschattung erfolgen, oder drüber oder drunter liegen, je nach dem, wie sich die Einstrahlverhältnisse entwickelt haben. Sie liegt in allen Fällen bei der möglichen PV-Leistung bei Betrieb des Wechselrichters 5 auf dem MPP. Der Zeitpunkt der Netzeinspeisung der vollen PV-Generatorleistung am MPP des Wechselrichters 5 ist in allen Diagrammen mit t₆ bezeichnet.
Der in der 2b gezeigte Verlauf entspricht dem der 2a, wobei zwischen den Zeitpunkten t₁ und t₂ ein Zwischenzeitpunkt t_zw eingezeichnet ist. Das gezielte Verlassen des MPP hin zu dem Zielwert der Wechselrichteraus-gangsleistung P₁ erfolgt hier nicht nach einem Regelverlauf mit konstanter Steigung, sondern ist in zwei Stufen vorgesehen. Eine erste Stufe weist einem relativ flachen, linearen Verlauf zwischen den Zeitpunkten t₁ und t_zw auf und im Bereich der zweiten Stufe zwischen den Zeitpunkten t_zw und t₂ ist ein sehr viel steilerer linearer Verlauf vorgesehen. Diese Variante hat zur Folge, dass der schraffierte Bereich F1 kleiner ist als der bei 2a, was gleichbedeutend mit weniger verschenkter Solarenergie ist. Anstelle von 2 linearen Stufen kann jede beliebige Kurvenform, sei es logarithmisch, hyperbolisch, S-förmig oder dergleichen, herangezogen werden, um den schraffierten Bereich F1 der verschenkten Solarleistung in Einklang mit dem prognostizierten Einstrahlungsverlauf zu minimieren.
In der 2c ist wiederum ein Verlauf des gezielten Verlassens des MPP hin zu einer reduzierten Netzeinspeiseleistung P₁, die dem Arbeitspunkt bzw. der reduzierten Wechselrichterausgangsleistung der Photovoltaikgenerator-Wechselrichtereinheit 3, 5 entspricht, gezeigt. Der Übergang hat in diesem Fall eine geschwungene S Form, die sowohl ein weiches Ausgleiten weg vom MPP Punkt als auch ein weiches Einmünden hin zur reduzierten Einspeiseleistung P unterhalb des MPP darstellt. Abweichend zu den vorherigen 2a und 2b ist bei einem Wiederhochfahren des PV-Generators auf seinen MPP nach Wegfall der Abschattung nicht der übliche, von der Steuer- und Regeleinheit 9 anhand der verfügbaren elektronischen Mittel des Wechselrichters 5 schnellstmögliche Verlauf gezeigt, sondern ein weiteres Vorgehen, welches sich die Ergebnisse des Wetterprognosegeräts 11 zunutze macht. Dazu wird die verfügbare Energie entsprechend F1 entweder komplett oder teilweise in einen Energiespeicher, hier die Batterie 15, oder als externe Lösung in einen Energiespeicher beim Zusatzenergielieferanten 13 eingespeichert. Der Zusatzenergielieferant 13 kann sich, wie in 1 gezeigt, im öffentlichen Stromnetz 7 befinden oder aber vor dem Netzeinspeisepunkt der Photovoltaikanlage in das Netz 7.
Das Wetterprognosegerät 11 hat zu einem Zeitpunkt t₄, der vor dem Zeitpunkt t₅ des tatsächlichen Endes der Abschattung liegt, erkannt, dass nach einem Zeitraum von z. B. 5 Minuten mit einer Erhöhung der Strahlenintensität auf den Solargenerator 3 gerechnet werden kann. Diese Kenntnis wird genutzt, um mit der Erhöhung der Einspeiseleistung in das Versorgungsnetz 7 früher zu beginnen, als es die Wettersituation an sich zulassen würde. Der frühere Beginn wird durch ein Entladen der in der Batterie 15 zuvor gespeicherten Energie (entspr. der Fläche F1) in das Versorgungsnetz 7 erreicht. Es wird also zum Zeitpunkt t₄ mit dem Entladevorgang begonnen, wobei eine der zweiten schraffierten Fläche F2 äquivalente Menge an elektrischer Energie aus der Batterie 15 in das Netz 7 eingespeist wird. Bei Wiederauftreten der ursprünglich vor der Abschattung erreichbaren photovoltaischen Leistung zum Zeitpunkt t₅ wird dann von einer bereits erreichten höheren Einspeiseleistung oder Wechselrichterausgangsleistung P₂ ausgegangen, um an die volle, mögliche PV-Generatorleistung P am MPP anzuknüpfen, anstelle von der niedrigeren Wechselrichterausgangsleistung P₁. Die der Batterie 15 entnommene Energie wird vorzugsweise über denselben Wechselrichter 3 in Wechselstrom gewandelt, an den auch der PV-Generator 3 angeschlossen ist.
In der 2d ist eine Weiterentwicklung der anhand der 2c beschriebenen Verfahrensführung unter Verwendung der nicht an das Netz 7 weitergereichten, sondern zwischengespeicherten PV-Energie F1 in die Batterie 15 gezeigt. Die entsprechend der Fläche F1 durch das frühzeitige Runterfahren der ins Netz 7 eingespeisten Leistung übriggebliebene und zwischengespeicherte Energie wird nicht komplett gegen Ende der Abschattung ab dem Zeitpunkt t₄ verbraucht, sondern aufgeteilt in zwei Portionen: Einer reduzierten Einspeisung F2' vor Ende der Abschattung ab dem Zeitpunkt t₄ und einer vorgezogenen Einspeisung entsprechend der Fläche F3 am Anfang nach Wirksamwerden der Abschattung ab dem Zeitpunkt t₂. Die Batterieeinspeisung ab dem Zeitpunkt t₂ reicht bis zu einem Zeitpunkt t₃, der idealerweise so spät reicht, dass ein weicher Übergang zur MPP Leistung während der Abschattung bei Ende der Batterieeinspeisung bei t₃ entsteht. Wenn die Batterie 15 vorher geleert ist, oder wenn eine Ladungsreserve vorgehalten werden soll, entsteht zum Zeitpunkt t₃ ein kleiner Leistungsabfallknick, der keine ernsten Konsequenzen für die Netzstabilität hat. Anzumerken ist hierbei, dass die vom PV-Generator 3 entsprechend der Fläche F2' erzeugbare aber nicht abgegriffene Energie vorteilhafterweise erzeugt wird und in einen Speicher, insbesondere der Batterie 15, eingelagert wird. Es gilt allgemein, dass die in Verbindung mit der Batterie 15 beschriebenen Funktionen von jedem Energiespeicher an beliebiger Stelle im Versorgungsnetz (gemäß der 1) oder innerhalb des PV-Anlagensystems in Gleichspannungs – (über Batterie 15) oder Wechselspannungskopplung (über Zusatzenergieversorger 13 gemäß 1a) wahrgenommen werden können, sofern die Möglichkeit gegeben ist, dass die gespeicherte Energie als Wechselstrom in das Versorgungsnetz 7 gesteuert abgegeben werden kann.
In den 2a bis 2d ist jeweils ein Zyklus von Herab- und Hochfahren der Netzeinspeiseleistung P gezeigt. Dieser Zyklus kann sich je nach Wetter Hunderte Male am Tag wiederholen, wenn z. B. Schäfchenbewölkung vorliegt. Insbesondere dann ist die Verfahrensführung nach den 2c und 2d wertvoll, da in jedem Zyklus die Energie entsprechend der schraffierten Fläche F1 während der Leistungsreduktion erst in die Batterie 15 eingelagert wird, bevor sie später zur Leistungserhöhung gemäß der schraffierten Fläche F2 wieder entnommen wird. Dieser frühe Beginn der Leistungserhöhung vor der photovoltaisch bedingten Erhöhung der PV-Generatorleistung trägt zur Verkürzung der Zeitdauer der Netzeinspeisereduktion seitens der PV-Generator-Wechselrichtereinheit 3, 5 bei. Die Verkürzung entspricht dabei der Zeitdifferenz zwischen t₅ und t₄ im Falle der 2c und den beiden Zeitdifferenzen zwischen t₅ und t₄ einerseits und t₃ minus t₂ andererseits im Falle der 2d. Die schraffierte Fläche F1 symbolisiert dabei die maximal mögliche Ladungsenergie, die zum Aufladen der Batterie 15 zur Verfügung steht. Ist die Batterie 15 bereits gut gefüllt, kann die Ladungsmenge kleiner sein als es der Fläche F1 entspricht. Natürlich ist die durch Lade- und Entladeverluste entnehmbare Energiemenge kleiner als die vom PV-Generator 3 zur Ladung bereitgestellte Energiemenge.
In der 3 ist das Zusammenspiel der vom PV-Generator in das Netz 7 eingespeisten Leistung in Verbindung mit dem Zusatzenergielieferanten 13 gezeigt, der zu diesem Zweck über eine bidirektionale Datenleitung 21 (siehe 1) mit der Regel- und Steuereinheit 9 verbunden ist. Über die Datenleitung 21 teilt zunächst die Regel- und Steuereinheit 9 dem Zusatzenergieversorger 13 den Zeitpunkt t₂ der erwarteten Abschattung mit. Diese Information kann auch von dem Wetterprognosegerät 11 direkt an den Zusatzenergieversorger 13 gegeben werden, je nach dem, wie die Energieversorgung örtlich organisiert ist. In Reaktion auf die Information des Abschattungszeitpunktes t₂ teilt der Zusatzenergieversorger 13 der Regel- und Steuereinheit 9 mit, wie ab sofort, also ab dem Zeitpunkt des Informationszugangs (in etwa t₁) eine Leistungserhöhung seinerseits in das Versorgungsnetz 7 möglich ist. Das heißt, im Falle einer bereits laufenden Gasturbine, die beispielhaft als Zusatzenergieversorger 13 genannt sein soll, wird der Regel- und Steuereinheit 9 mitgeteilt, wie der zeitliche Verlauf einer Leistungserhöhung bis zum Zeitpunkt t₂ und darüber hinaus aussehen wird. Steht die Gasturbine des Zusatzenergielieferanten, wird entsprechend die Rüstzeit und die Anlaufzeit mitgeteilt. Bei dem in der 3 mit einer fetten, durchgezogenen Linie gezeigten, beispielhaften Verlauf der Netzeinspeiseleistung P seitens des Verbundes PV-Generator plus Gasturbine 13, wird von einem gemeldeten Hochfahren der Gasturbinenleistung entsprechend dem mit einer Doppellinie gezeigten Verlauf ausgegangen.
Die Regel- und Steuereinheit 9 errechnet den zum Zeitpunkt t₂ des Wirksamwerdens der Abschattung erfolgenden Leistungsbeitrag der Gasturbine 13 in das Versorgungsnetz 7. Dieser Wert ist in dem Diagramm der 3 mit P_gas(t2) bezeichnet. Dieser Wert P_gas(t2) wird als Zielwert (in den Diagrammen der 2a bis 2d als Zielwert P₁ bezeichnet) für die vom Wechselrichter 5 umgesetzte PV-Energie des PV-Generators 3 in das Versorgungsnetz 7 herangezogen. Die im Wechselrichter 3 inhärent vorhandenen IGBT's werden in Folge so angesteuert, dass die Summe aus Gasturbinenleistung und zur Umwandlung in Wechselstrom genutzte PV-Generatorleistung P_PV nicht höher ist, als die zuvor ohne die Abschattung alleine vom PV-Generator 3 umgewandelte Leistung. Idealerweise ergänzen sich die Leistungsbeiträge des PV-Generators P_PV und der Gasturbine P_gas ab dem Zeitpunkt t₁ bis hin zum Zeitpunkt t₂ zu eins, d. h. zum ursprünglichen PV-Generatorbeitrag ohne Abschattung. Nach dem Zeitpunkt t₂ wird die Leistung der Gasturbine 13 noch weiter erhöht, bis zu einem Zeitpunkt t_gas, zu dem der Zusatzenergielieferant 13 in Form der Gasturbine die durch die Abschattung entstandene Versorgungslücke des PV-Generators voll ausgleicht.
Sollte das Hochfahren oder die Leistungserhöhung der Gasturbine 13 bis zum Zeitpunkt t₂ nicht ausreichen, um auf die ursprüngliche volle PV-Generatorleistung zu kommen, so verbleibt zum Zeitpunkt t₂ eine Leistungslücke P_Lücke, die zu einer Leistungsdelle führt. Diese Leistungsdelle ist deutlich gemindert im Vergleich zu der, die ohne das beschriebene Betriebsverfahren eintreten würde. Ist die Leistungslücke P_Lücke noch unerwünscht hoch, dann muss durch einen sanften Lastabwurf oder dem Zuschalten weiterer Ersatzenergielieferanten 13 diese verringert werden. Dazu bietet sich zum einen die Vorgehensweise gemäß der 3a an oder auch alternativ oder in Kombination insbesondere die anhand folgender 4 beschriebene Vorgehensweise an, die der der 3 und 3a gleicht mit dem Unterschied, dass zusätzlich noch die zur Verfügung stehende Batterie 15 eingesetzt wird, damit diese ggf. die seitens des PV-Generators 3 in das Netz 7 eingespeiste Leistung herunterfährt, um ein Zuviel an Energie im Netz 7 zu vermeiden. In dem beschriebenen Fall ohne Batterie muss der Ersatzenergielieferant 13 seine Leistungskurve an die Regel- und Steuereinrichtung 9 melden.
In der 3a ist dargestellt, wie der Eingriff in die MPP Regelung vorgenommen wird, um zum Zeitpunkt t₂ keine sprungartige Versorgungslücke P_Lücke zu erhalten, sondern an diese Lücke mit einem weichen Übergang zu münden. Dazu wird die Leistung der PV-Generator 3/Wechselrichtereinheit welch zu dem Leistungsniveau P_Gas plus P_PV(t2) hingeführt, wie es exemplarisch anhand der 2c gezeigt ist. Der Zielpunkt P1 wird also anhand der Information seitens des Zusatzenergielieferanten und des Wetterprognosegeräts vorbestimmt.
In der 4 ist das Zusammenspiel der vom PV-Generator in das Netz 7 eingespeisten Leistung P_PV, zusammen mit der vom Zusatzenergielieferanten 13 ergänzten Leistung P_Gas und dem Leistungsbeitrag P_Batterie der Batterie 15 gezeigt. Die von der Batterie 15 über den Wechselrichter 5 in das Netz 7 eingespeiste Leistung entspricht der durch das schraffierte Feld F3 dargestellten Menge. Die Einspeisung seitens der Batterie 15 erfolgt unmittelbar nach dem Zeitpunkt t₂ des Wirksamwerdens der Abschattung und dauert an bis zum Zeitpunkt t_Gas zu dem der Zusatzenergielieferant 13, i. e. die Gasturbine, den kompletten, abschattungsbedingten Leistungsausfall des PV-Generator 3 übernommen hat.
Es soll noch angemerkt werden, dass zu Illustrationszwecken die wirksam werdende Abschattung und ihr Verschwinden mit harten 90°-Flanke gezeigt ist. In vielen Fällen fällt der Übergang hin zur Abschattung und zurück zum Wiederauftreten eines hohen Lichteinfalls auf die Solarmodule weicher aus, je größer ein PV-Generator 3 ist und je langsamer eine verschattende Wolke über den PV-Generator 3 zieht, was von der jeweiligen Windgeschwindigkeit abhängt und davon, ob eine Wolke den PV-Generator in ihrer Gesamtheit abdeckt. In den Figuren ist der Bereich zwischen t₂ und t₅ exemplarisch als Linie ausgeführt. In der Realität wird die Linie beeinflusst von der Form und der Dichte einer Wolke wellig und/oder unstetig vorliegen. Dies ändert aber nichts an der prinzipiellen Vorgehensweise gemäß der Erfindung.
Das vordringliche Anliegen der Betriebsführung besteht darin, nicht nur Versorgungssicherheit durch Vermeidung von Netzzusammenbruch zu erreichen, sondern generell die Stromqualität zu erhöhen, um den Verbrauchern eine schwankungsarme und stabile Stromversorgung trotz des Vorliegens von in der Leistung schwankenden Erzeugungsquellen wie Solarstrom sicherzustellen. Die beschriebene Hinführung zu einem Zielwert der Leistung von PV-Generator mit ggf. Zusatzquellen kann dahingehend modifiziert werden, dass der Verlauf und/oder Zielwert in Abhängigkeit von anderen Parametern, wie z. B. der aktuellen Netzsituation (z. B. Strom, Spannung, Frequenz, Versorgungsleistung, Verbrauch) der zu erwartenden Netzsituation modifiziert wird.
Bezugszeichenliste

1: PV-Anlage
3: PV-Generator
5: Wechselrichter
7: Versorgungsnetz
9: Regel- und Steuereinrichtung
9a: MPP-Regeleinrichtung
11: Wetterprognosegerät
13: Zusatzenergielieferant
15: Batterie
17: Schaltmittel
19: Steuerleitung
21: Bi-direktionale Datenleitung
22a–22c: Netzeinspeisepunkte

F1

schraffierter Bereich entspr. der an sich in das Versorgungsnetz einspeisbaren Solarleistung vor dem Beginn der Abschattung

F2

schraffierter Bereich entspr. einer vorgezogenen Erhöhung der Netzeinspeiseleistung aus der Batterie vor dem Ende der Abschattung

F2'

schraffierter Bereich entsprechend einer nach Ende der Abschattung fortgeführten Batterieeinspeisung

F3

kreuzschraffierter Bereich entspr. einer Batterieeinspeisung in das Versorgungsnetz nach Beginn der Abschattung

P

Leistung

P₁

Zielwert der Leistungsreduzierung der PV-Generator-Wechselrichtereinheit zu Anfang der Abschattung

P₂

Zielwert der Leistungserhöhung der PV-Generator-Wechselrichtereinheit gegen Ende der Abschattung

P_Batterie

seitens der Batterie in das Versorgungsnetz eingespeiste Leistung

P_Lücke

Leistungsreduktion zur ursprünglichen Netzeinspeiseleistung bei Ersatzkraftwerk aber fehlender Batterie

t₁

vom Prognosegerät ermittelter Zeitpunkt des Wirksamwerdens der Abschattung

t₂

Zeitpunkt des Wirksamwerdens der Abschattung

t₃

Zeitpunkt des Endes der Batterieeinspeisung

t₄

vom Prognosegerät ermittelter Zeitpunkt, wann die Abschattung endet

t₅

Zeitpunkt des tatsächlichen Endes der Abschattung

t₆

Zeitpunkt der Wiederaufnahme der ursprünglichen, vor der Abschattung erfolgten Netzeinspeiseleistung der PV-Generator-Wechselrichtereinheit

t_zw

Zwischenzeitpunkt

t_gas

Zeitpunkt zu dem der oder die Zusatzenergieversorger und die PV-Generator-Wechselrichtereinheit während der Abschattung zusammen die Leistung der PV-Generator-Wechselrichtereinheit vor der Abschattung erreichen

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

DE 102009024212 A1 [0002, 0019]
DE 102010019267 A1 [0009]

Claims

Verfahren zum Betrieb eines an ein Versorgungsnetz (7) angeschlossenen PV-Generators (3), dadurch gekennzeichnet, dass seine in das Versorgungsnetz eingespeiste Leistung bei einer zuvor prognostizierten, zu erwartenden wetterbedingten Leistungsreduktion des PV-Generators abgesenkt wird, bevor die Leistungsreduktion bei dem PV-Generator wirksam ist.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Absenkung über eine Verschiebung des Arbeitspunktes (P) des PV-Generators mittels eines an diesen angeschlossenen Wechselrichters (5) weg vom Punkt maximaler Leistung (MPP) erfolgt.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Reduktion der Leistung des PV-Generators (3), bzw. die vom Wechselrichter (5) in das Versorgungsnetz (7) eingespeisten Leistung, hin zu einem Zielwert (P₁); P₂) erfolgt.
Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass der Zielwert (P₁) in Abhängigkeit von mindestens einem der folgenden Parameter errechnet wird: – die aktuell vorliegende PV-Generatorleistung; – die prognostizierte Zeitdauer (t₂–t₁) bis zum Eintreten der Leistungsreduktion, insbesondere der Verschattung; und – die prognostizierte Stärke der Leistungsreduktion, insbesondere der Verschattung.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass im engen zeitlichen Zusammenhang, insbesondere gleichzeitig, mit dem Einleiten der Reduktion der Leistung des PV-Generators (3) der Einsatz oder eine Leistungserhöhung eines Ersatzenergielieferanten (13) eingeleitet wird.
Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass der Zusatzenergielieferant (13) aus folgender Gruppe ausgewählt ist: Batterie mit Wechselrichter, Motor-Generatorsatz, Gasturbine, Brennstoffzelle mit Wechselrichter.
Verfahren nach Anspruch 5 oder 6, dadurch gekennzeichnet, dass mehrere Ersatzenergielieferanten (13) zur Lieferung von elektrischer Leistung in das Versorgungsnetz (7) vorgesehen sind, und das der Einsatz des- oder derjenigen Ersatzenergielieferanten eingeleitet wird, der die zu erwartende Minderleistung seitens des PV-Generators am zielgenauesten ausgleicht.
Verfahren nach einem der Ansprüche 3 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Verschiebung des Arbeitspunktes hin zum Zielwert weniger und/oder langsamer vorgenommen wird, als es für das Erreichen des Zielwerts an sich notwendig wäre, dass die über die reduzierte oder verlangsamte Verschiebung zusätzlich gewonnene Energie des PV-Generators in einem Zwischenspeicher zwischengespeichert wird, und dass die im Zwischenspeicher zwischengespeicherte Energie später dazu verwendet wird, bei einer prognostizierten, zu erwartenden wetterbedingten Leistungserhöhung des PV-Generators in das Versorgungsnetz eingespeist zu werden, bevor die Leistungserhöhung wirksam wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 5 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass zwei Zusatzenergieversorger vorgesehen sind, von denen einer eine Batterie ist, und dass sich die in das Versorgungsnetz seitens aller beteiligten Energieerzeuger eingespeiste Leistung zu dem Wert ergänzt, der vor dem Wirksamwerden der erwarteten Leistungsreduktion des PV-Generators vorlag.
Photovoltaikanlage (1) umfassend einen PV-Generator (3), einen Wechselrichter (5) und eine Regel- und Steuereinheit (9), dadurch gekennzeichnet, dass die Regel- und Steuereinheit mit einem Wetterprognosegerät (11) in Wirkverbindung steht, welches eine Änderung der Intensität der auf zumindest Teilen des PV-Generators auftreffenden Sonnenstrahlen in einem vorgebbaren Zeitfenster vorausberechnet.