DE102013111870A1

DE102013111870A1 - Wechselrichter und Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers

Info

Publication number: DE102013111870A1
Application number: DE201310111870
Authority: DE
Inventors: Stijn Stevens; Vitali Sakschewski
Original assignee: SMA Solar Technology AG
Current assignee: SMA Solar Technology AG
Priority date: 2013-10-28
Filing date: 2013-10-28
Publication date: 2015-04-30
Also published as: US20160252588A1; US10024928B2; WO2015063098A1

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers in einem Energieversorgungsnetz (4) mit den folgenden Schritten:
– Ermitteln einer Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder einer zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) eines Absolutwertes der Netzimpedanz (Z);
– Vergleichen des Absolutwertes und/oder eines Realteils und/oder eines Imaginärteils der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) mit vorgegebenen Grenzwerten und
– Erkennen und Signalisieren eines Netzfehlerzustands abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs.
Die Erfindung betrifft weiterhin einen zur Durchführung des Verfahrens eingerichteten Wechselrichter (10).

Description

Die Erfindung betrifft ein Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers eines Energieversorgungsnetzes. Die Erfindung betrifft weiterhin einen Wechselrichter zur Einspeisung von elektrischer Leistung in ein Energieversorgungsnetz, der zur Durchführung des Verfahrens eingerichtet ist.
Wechselrichter dienen der Umwandlung von Gleichstrom, beispielsweise erzeugt von einem Photovoltaikgenerator (PV-Generator) einer Photovoltaikanlage (PV-Anlage), in einen zur Einspeisung in ein Energieversorgungsnetz geeigneten Wechselstrom. Angesichts der zunehmenden Verbreitung von regenerativen Energieerzeugungsanlagen, insbesondere PV-Anlagen, steigen die Anforderung der Energieversorgungsunternehmen an die Funktionalität des Wechselrichters, insbesondere im Hinblick auf netzstützende Funktion. Seitens der Betreiber der Energieversorgungsnetze besteht häufig die in den sogenannten Netzanschlussrichtlinien (Grid Code) spezifizierte Anforderung, dass regenerative Energieerzeugungsanlagen bei Netzstörung, zum Beispiel bei Spannungseinbrüchen, nicht wie in der Vergangenheit üblich abgeschaltet werden, sondern in der Lage sein müssen, die Netzstörung zu durchfahren (Fault-Ride-Through – FRT). Auf diese Weise kann zum einen am Ende der Netzstörung möglichst unmittelbar wieder Leistung in das Energieversorgungsnetz eingespeist werden und zum anderen kann während des Netzfehlers durch Einspeisung von Blindstrom das Energieversorgungsnetz bezüglich seiner Spannung gestützt werden. Ein Netzfehler liegt beispielsweise vor, wenn die Amplitude oder der Effektivwert einer einphasigen Netzspannung unterhalb eines Mindestwertes liegt. Bei mehrphasigen Energieversorgungsnetzen kann eine analoge Definition zum Beispiel anhand der Amplitudenmittelwerte der einzelnen Phasen erfolgen. Aufgrund der in einem solchen Fall deutlich reduzierten Netzspannung ist zur Erzeugung des geforderten Blind- und/oder Wirkstroms nur eine kleine effektive Ausgangsspannung der Wechselrichter notwendig.
Von einem eher kurzzeitigen Netzfehler, der zur Stützung des Netzes durchfahren werden soll (FRT) ist ein solcher Netzfehler zu unterscheiden, der zu der Bildung einer Inselnetzsituation für die PV-Anlage führt. Eine solche Inselnetzsituation zeichnet sich durch einen vollständigen oder weitestgehend vollständigen Ausfall des Energieversorgungsnetzes aus. In einer solchen Situation ist z.B. aus Gründen des Personenschutzes üblicherweise eine Abschaltung der PV-Anlage vorgesehen. Falls die PV-Anlage und insbesondere ihr Wechselrichter dazu eingerichtet sind, kann alternativ auch eine Versorgung der mit dem Wechselrichter verbundenen lokalen Verbraucher erfolgen.
Eine bislang praktizierte Methode zur Erkennung von und Diskriminierung zwischen einer zu durchfahrenden Netzstörung und einer Inselnetzsituation beruht beispielsweise auf dem Versuch, den Strom im Energieversorgungsnetz aktiv zu beeinflussen, beispielsweise die Phasenlage des Stroms zu verändern. Je nach Reaktion des Energieversorgungsnetzes auf diesen Störungsversuch kann auf den einen oder anderen Zustand des Netzes geschlossen werden.
Mit der zunehmenden Verbreitung von einspeisenden PV-Anlagen in Energieversorgungsnetzen stößt diese Methode, wie auch andere aktive Methoden der Inselnetzerkennung, an ihre Grenzen. Grund ist, dass die Wechselrichter sich gegenseitig mit ihren Inselnetzerkennungsverfahren stören und diese Verfahren zunehmend zu unzuverlässigen Ergebnissen oder einem instabilen Betriebszustand führen.
Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein alternatives Verfahren zur Erkennung eines Netzfehlerzustandes, insbesondere einer Inselnetzsituation und/oder einer zu durchfahrenden Netzstörung zu schaffen, bei der keine störende Rückwirkung auf das Energieversorgungsnetz eintritt. Zudem soll eine deutliche Unterscheidbarkeit zwischen einer Inselnetzsituation, in der der Wechselrichter gegebenenfalls abgeschaltet werden soll, und einem Netzfehler, der vom Wechselrichter durchfahren werden soll, zu gewährleisten.
Diese Aufgabe wird durch ein Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers und einen zur Durchführung dieses Verfahrens geeigneten Wechselrichter mit den jeweiligen Merkmalen der unabhängigen Ansprüche gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
Ein erfindungsgemäßes Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers in einem Energieversorgungsnetz weist die folgenden Schritte auf:
Es wird eine Netzimpedanz und/oder ihre zeitliche Änderungsrate und/oder einer zeitliche Änderungsrate eines Absolutwertes der Netzimpedanz ermittelt und der Absolutwert und/oder ein Realteil und/oder ein Imaginärteil der Netzimpedanz und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate und/oder der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz mit vorgegebenen Grenzwerten verglichen. Abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs wird ein Netzfehlerzustand erkannt und signalisiert.
Durch die Ermittlung der Netzimpedanz bzw. ihrer Änderungsrate kann von dem Anschlusspunkt des Wechselrichters aus auf den Netzzustand und damit auch einen Netzfehlerzustand geschlossen werden. Die Ermittlung der Netzimpedanz hat dabei keine Rückwirkungen auf das Energieversorgungsnetz.
Gemäß einer vorteilhaften Ausgestaltung des Detektionsverfahrens wird bei Überschreiten eines oberen Grenzwertes für den Absolutwert der Netzimpedanz das Vorliegen einer Inselnetz-Situation erkannt und signalisiert, und bei Unterschreiten eines unteren Grenzwertes für den Absolutwert der Netzimpedanz eine FRT-Situation erkannt und signalisiert. Eine Unterscheidung zwischen einer Inselnetz-Situation und/oder einer FRT-Situation kann zudem zusätzlich und/oder alternativ abhängig von der Größe des Realteils und/oder des Imaginärteils der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz und/oder abhängig von der Größe des Wertes der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz erkannt und signalisiert werden. Beispielsweise wird in einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung die Inselnetz-Situation und/oder die FRT-Situation erkannt und signalisiert, wenn ein Absolutwert des Realteils der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz größer als ein erster vorgegebener Grenzwert ist und/oder ein Absolutwert des Imaginärteils der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz größer als ein zweiter vorgegebener Grenzwert ist. In einer weiteren Ausgestaltung wird eine Inselnetz-Situation erkannt und signalisiert wird, wenn der Realteil der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz positiv ist und eine FRT-Situation erkannt und signalisiert wird, wenn der Realteil der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz negativ ist. Es können somit vorteilhaft anhand der ermittelten Netzimpedanz bzw. deren Änderungsraten konkrete Aussagen über den Netzzustand getroffen werden.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Detektionsverfahrens basiert das Ermitteln der Netzimpedanz und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate und/oder der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz auf einer Auswertung von Eingangsgrößen, die vorab durch einen Bandpassfilter und/oder einen Bandsperren-Filter gefiltert werden. Bevorzugt geschieht das bei einer Harmonischen zu der Netzfrequenz des Energieversorgungsnetzes und besonders bevorzugt bei der dritten Harmonischen. Weiter bevorzugt basiert Ermittlung der Netzimpedanz auf einer Auswertung von Größen, die vorab in einem ersten Auswertezweig durch einen Bandpassfilter und in einem zweiten Auswertezweig durch einen Bandsperren-Filter gefiltert werden. So ermittelte Werte für die Netzimpedanz sind im Hinblick auf den Netzzustand besonders aussagekräftig.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Detektionsverfahrens werden die Netzimpedanz und/oder ihre zeitliche Änderungsrate und/oder die zeitliche Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz durch mindestens einen Beobachter ermittelt, der eine Strecke eines an das Energieversorgungsnetz angekoppelten Wechselrichters nachbildet und beobachtet. Grundsätzlich können die Netzimpedanz und/oder ihre zeitliche Änderungsrate und/oder die zeitliche Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz auch auf andere Weise bestimmt werden, um das erfindungsgemäße Verfahren durchzuführen. Ein Beobachter ermöglicht die Ermittlung der genannten Größen jedoch auf schnelle (in Realzeit) und, bei Auswahl eines geeigneten Nachbildungsmodells, auch auf genaue und besonders effektive Art. Eine Rückwirkung auf das Energieversorgungsnetz ist dabei ausgeschlossen.
Ein erfindungsgemäßer Wechselrichter zur Einspeisung von elektrischer Energie in ein Energieversorgungsnetz zeichnet sich durch eine Detektionsvorrichtung mit einer Diskriminator-Einheit aus, wobei die Diskriminator-Einheit dazu eingerichtet ist, einen Absolutwert und/oder einen Realteil und/oder einen Imaginärteil einer zuvor ermittelten Netzimpedanz und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate und/oder einen Wert der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz mit vorgegebenen Grenzwerten zu vergleichen und einen Netzfehlerzustand abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs zu erkennen und zu signalisieren. Es ergeben sich die im Zusammenhang mit dem Detektionsverfahren beschriebenen Vorteile.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung hängt der Betriebszustand des Wechselrichters von dem signalisierten Netzfehlerzustand ab. Der Wechselrichter kann so auf erkannte Netzzustände reagieren und beispielsweise einen Netzfehler durchfahren oder sich ggf. abschalten.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung weist die Detektionsvorrichtung mindestens einen Beobachter zur Ermittlung der Netzimpedanz und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate und/oder der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz auf, der eine Strecke des Wechselrichters nachbildet und beobachtet. So kann die Reaktion der Strecke, beispielsweise einer Regelstrecke des Wechselrichters, indirekt zur Ermittlung der Netzimpedanz herangezogen werden.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen mithilfe von Figuren näher erläutert. Die Figuren zeigen:
1 eine schematische Übersichtsdarstellung einer PV-Anlage mit einem Wechselrichter, der zur Ausführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens geeignet ist;
2 eine schematische Darstellung eines Beobachters zur Bestimmung von Parametern eines Energieversorgungsnetzes in einer ersten Ausgestaltung;
3a–d Diagramme zur Illustration der Ableitung von Betriebszuständen des Energieversorgungsnetzes aus den ermittelten Parametern des Energieversorgungsnetzes;
4a–d weitere Diagramme zur Illustration der Ableitung von Betriebszuständen des Energieversorgungsnetzes aus den ermittelten Parametern des Energieversorgungsnetzes;
5a–c jeweils eine schematische Darstellung einer Ausgestaltung einer Diskriminator-Einheit zur Ableitung der Betriebszustände des Energieversorgungsnetzes;
6a–g, 7a–g weitere Diagramme zur Illustration der Ableitung von Betriebszuständen des Energieversorgungsnetzes aus den ermittelten Parametern des Energieversorgungsnetzes;
8 eine schematische Darstellung einer weiteren Ausgestaltung einer Diskriminator-Einheit zur Ableitung der Betriebszustände des Energieversorgungsnetzes und
9a–c jeweils eine schematische Darstellung eines Beobachters zur Bestimmung von Parametern eines Energieversorgungsnetzes in einer weiteren Ausgestaltung.
1 zeigt in einem Blockschaltbild ein Übersichtsdiagramm einer Energieerzeugungsanlage zur Einspeisung in ein Energieversorgungsnetz. Im dargestellten Beispiel ist die Energieerzeugungsanlage eine PV-Anlage. Das anmeldungsgemäße Verfahren und der anmeldungsgemäße Wechselrichter können jedoch auch in einer anderen Energieerzeugungsanlage, beispielsweise einer Windenergieanlage oder einer Anlage mit Batteriespeichern oder Brennstoffzellen eingesetzt werden.
Die PV-Anlage umfasst einen PV-Generator 1, der hier beispielhaft durch das Schaltzeichen einer einzelnen PV-Zelle symbolisiert ist. Es versteht sich, dass in einer Umsetzung der dargestellten PV-Anlage der PV-Generator 1 durch eine Zusammenschaltung einer Vielzahl von PV-Modulen gebildet sein kann, die wiederum aus einzelnen PV-Zellen aufgebaut sind. Die Zusammenschaltung der PV-Module kann dabei insbesondere eine Serienverschaltung, einen sogenannten PV-String, umfassen.
Der PV-Generator 1 ist über Gleichstromleitungen 2 mit einem Leistungsteil 11 eines Wechselrichters 10 verbunden. Das Leistungsteil 11 weist Wechselstromausgänge auf, die über ein Filternetzwerk 3 an einem Netzanschlusspunkt an ein Energieversorgungsnetz 4 angeschlossen sind. Das Filternetzwerk 3 dient der Signalformung des Wechselstroms an den Wechselstromausgängen des Leistungsteils 11 und wird daher im Folgenden auch als Sinusfilter 3 bezeichnet. Das Energieversorgungsnetz 4 ist hier beispielhaft dreiphasig ausgeführt, es versteht sich jedoch, dass auch eine andere Anzahl von Phasen, beispielsweise eine einphasige Ausgestaltung sowohl des Wechselrichters 10 als auch des Energieversorgungsnetzes 4 möglich ist. In den Leitungen zum Energieversorgungsnetz 4 sind Impedanzen 4Z eingezeichnet, die die jeweiligen Impedanzen der entsprechenden Phase des Energieversorgungsnetzes 4 symbolisieren, mit denen sich die einzelnen Phasen gegenüber dem Wechselrichter 10 darstellen. Die Impedanz charakterisiert dabei den Zustand des Energieversorgungsnetzes 4 maßgeblich.
Es wird angemerkt, dass in der 1 lediglich im Rahmen der Anmeldung wesentliche Elemente der PV-Anlage gezeigt sind. So können auf der Gleich- und/oder Wechselstromseite des Wechselrichters 10 beispielsweise nicht dargestellte Schaltorgane (zum Beispiel Trennelemente, Schütze), Filter, Netzüberwachungseinrichtungen und/oder Transformatoren vorgesehen sein. In dem Leistungsteil 11 können ebenfalls weitere nicht dargestellte Komponenten vorgesehen sein, beispielsweise ein oder mehrere Wandlerstufen, Zwischenkreise oder auch gegebenenfalls weitere Transformatoren.
Neben dem Leistungsteil 11 weist der Wechselrichter 10 eine Regeleinheit 12 auf. Der Regeleinheit 12 werden Spannungssignale 13 und Stromsignale 14 als Eingangsgrößen zugeführt. Die Spannungssignale 13 und die Stromsignale 14 werden an entsprechenden Messstellen bzw. mit entsprechenden Messsensoren und/oder Messsignalwandlern gewonnen. Das Spannungssignal 13 gibt eine Netzspannung U_G des Energieversorgungsnetzes 4 wieder. Das Stromsignal 14 repräsentiert einen am Wechselstromausgang des Leistungsteils fließenden Strom I_WR, der nachfolgend Wechselrichterstrom I_WR genannt wird.
Weitere im Folgenden relevante Größen sind die Spannung am Ausgang des Leistungsteils 11 des Wechselrichters 10, nachfolgend als Wechselrichterspannung U_WR bezeichnet, die Spannung innerhalb des Sinusfilters, nachfolgend Filterspannung U_F genannt, und der in das Energieversorgungsnetz 4 fließende Strom, nachfolgend Netzstrom I_G genannt. Es versteht sich, dass diese Größen entsprechend der Anzahl der Phasen des Wechselrichters 10 vektorielle Größen mit mehreren Komponenten sein können.
Basierend auf den gemessenen Spannungs- und Stromsignalen 13, 14 generiert die Regeleinrichtung 12 Ansteuersignale für den Leistungsteil 11 des Wechselrichters 10. Mit diesen Ansteuersignalen werden Leistungsschaltelemente im Leistungsteil 11 angesteuert. Üblicherweise erfolgt deren Ansteuerung über eine Pulsweitenmodulation, weswegen im Folgenden die Ansteuersignale als Pulsweitenmodulations-(PWM)Signale 15 bezeichnet werden.
Die PV-Anlage umfasst weiterhin eine Detektionsvorrichtung 20, die der Erkennung von Netzfehlern dient. Die Detektionsvorrichtung 20 kann im Wechselrichter 10 integriert sein oder als eine separate Einheit aufgebaut und mit dem Wechselrichter verbunden sein.
Die Detektionsvorrichtung 20 erhält als Eingangssignal sowohl die Spannungssignale 13 und die Stromsignale 14, die auch Eingangssignale der Regeleinrichtung 12 sind, als auch die PWM-Signale 15, die Ausgangssignale der Regeleinrichtung 12 sind. Diese Eingangssignale der Detektionsvorrichtung 20 werden parallel in zwei Zweigen verarbeitet, die nachfolgend durch den Zusatz a bzw. b bei den Bezugszeichen voneinander unterschieden werden. Zunächst werden die Eingangssignale in jedem der Zweige a, b einem Verstärker 21a, 21b zugeführt, wo sie auf geeignete Spannungswerte gebracht werden. Den Verstärkern 21a, 21b sind Filter 22a, 22b nachgeschaltet, wobei im Zweig a ein Bandpassfilter als Filter 22a und im Zweig b eine Bandsperre als Filter 22b verwendet wird.
Die so vorbereiteten Signale werden jeweils einem Beobachter 23a, 23b zugeführt. Die Funktion und die Ausgestaltung des Beobachters werden nachfolgend im Zusammenhang mit 2 näher erläutert. Ausgangsgrößen 24 der beiden Beobachter 23a, 23b werden einer Diskriminator-Einheit 25 zugeführt. Als Ausgangsgrößen 24 werden vorliegend insbesondere eine Netzimpedanz Z und deren zeitliche Änderungsrate dZ/dt von den beiden Beobachtern 23a, 23b ausgegeben. Deren Ermittlung wird später im Zusammenhang mit 2 näher erläutert. Obwohl in 1 nicht ausdrücklich dargestellt, können als Ausgangsgrößen 24 auch ein Absolutwert |Z| der Netzimpedanz Z und eine zeitliche Änderungsrate d|Z|/dt des Absolutwertes |Z| der Netzimpedanz Z ausgegeben werden.
Die Diskriminator-Einheit 25 ermittelt basierend auf den Ausgangsgrößen 24 Ausgangssignale 26, die angeben, ob ein Netzfehler vorliegt und ob dieser Netzfehler ein solcher ist, der durchfahren werden sollte (FRT) oder ein solcher, der eine Inselnetzsituation charakterisiert. Die Ausgangssignale 26 werden als Steuersignale der Regeleinrichtung 12 des Wechselrichters 10 zugeführt, damit der Wechselrichter adäquat auf den detektierten Netzfehler reagieren kann. Beispielsweise kann vorgesehen sein, dass der Wechselrichter bei Erkennen einer Inselnetzsituation (AID) abgeschaltet wird. Falls dafür ausgelegt, kann auch vorgesehen sein, dass der Wechselrichter 10 in einen Inselversorgungsmodus schaltet, in dem er mit ihm verbundene lokale Verbraucher versorgt. Wird von der Diskriminator-Einheit 25 durch die Ausgangssignale 26 ein zu durchfahrender Netzfehler signalisiert (FRT), wird der Wechselrichter 10 entsprechend so angesteuert, das er das Energieversorgungsnetz 4 stützen kann, beispielsweise durch Einspeisung von Blindstrom und/oder Blindleistung.
2 stellt die Funktion der Beobachter 23a, 23b in einem schematischen Diagramm dar. Im Folgenden werden Komponenten der Zweige a und b der 1 ohne den Zusatz a bzw. b verwendet, da sich die Erklärung der 2 sowohl auf den Zweig a als auch auf den Zweig b bezieht.
Zunächst sind im linken Teil der 2 nochmals die Eingangsgrößen der Detektionsvorrichtung 20, konkret die Stromsignale 14, die Spannungssignale 13 und die PWM-Signale 15 sowie die Aufarbeitung dieser Signale im Verstärker 21 und dem Filter 22 wiedergegeben. Im rechten Teil der Figur ist der Beobachter 23 detaillierter dargestellt.
Der Beobachter 23 umfasst ein Modell 230, das das beobachtete reale System, genauer die beobachtete Strecke, abbildet. Der einfacheren Darstellung halber ist das Modell in der Figur nur für eine der Netzphasen wiedergegeben. Es versteht sich, dass bei einem mehrphasigen realen System auch das Modell mehrphasig ausgeführt ist. Bevorzugt ist das Modell programmtechnisch in einer entsprechenden Recheneinheit (Controller) implementiert. Das Modell umfasst vorliegend eine Spannungsquelle 231, der ein Sinusfilter 232, aufgebaut aus Induktivitäten und einer Kapazität, nachgeschaltet ist. Die Spannungsquelle 231 stellt die Funktion der Halbleiter-Ausgangsbrücke des Leistungsteils 11 des Wechselrichters 10 nach. Ihr Ausgang wird auf den Sinusfilter 232 geführt, der in gleicher Form ebenfalls im Leistungsteil 11 des Wechselrichters 10 vorhanden ist und einer Signalformung zu einem sinusförmigen Ausgangsstromverlauf dient. Die zu dem realen System korrespondierenden Spannungen und Ströme (Wechselrichterspannung U_WR, Filterspannung U_F, Netzspannung U_G, Wechselrichterstrom I_WR, Netzstrom I_G) sind im Modell ebenfalls eingezeichnet und durch einen hinzugefügten Stern (*) gekennzeichnet. Für die Netzspannung gilt dabei U*_G = U_G, da diese Größe als Messgröße vorgegeben ist und sie im Modell nicht nachgeführt wird.
Es wird angemerkt, dass das hier gezeigte Modell eine von ggf. mehreren Möglichkeit darstellt, um die reale Strecke möglichst gut abzubilden. Es versteht sich, dass die Abbildung der realen Strecke auch durch andere, ggf. komplexere Modelle erfolgen kann. In einer bevorzugten Ausgestaltung ist der Beobachter 23 als ein Kalman-Filter ausgeführt.
Angesteuert wird im Modell wie in der realen Strecke die Spannungsquelle 231 (der Leistungsteil des Wechselrichters 10) von dem PWM-Signal 15. Am Ausgang des Sinusfilters 232 liegt entsprechend das Spannungssignal 13 an, das dem Modell aufgrund der Eingangssignale vorgegeben ist.
Weiter ist im Modell eine modellierte Netzimpedanz 4Z‘ angeordnet, in die die Einheit aus Spannungsquelle 231 und nachgeschaltetem Sinusfilter 232 einspeist, ebenso wie der Leistungsteil 11 in das Energieversorgungsnetz 4 mit der Impedanz 4Z einspeist. In dem Modell ist weiterhin ein fiktiver Strommesssensor angeordnet, der den Ausgangsstrom der Spannungsquelle 231 angibt. Dieser Ausgangsstrom wird modelliertes Stromsignal 14‘ genannt, da er dem Stromsignal 14 der realen Messstrecke entspricht. Alle auf diese Weise messbaren oder veränderbaren Größen des Modells 230 werden zusammenfassend als Zustandsgrößen 233 des Modells 230 bezeichnet.
Das modellierte Stromsignal 14‘ wird aus dem Modell 230 abgeleitet einem Vergleicher 240 zugeführt. Dem Vergleicher 240 wird ebenfalls das Stromsignal 14 zugeführt. Die beiden werden in ihrer Größe miteinander verglichen und durch eine vorgegebene Fehlerfunktion f(∆) weiterverarbeitet. Das verarbeitete Fehlersignal zwischen dem gemessenem Stromsignal 14 und dem modellierten Stromsignal 14’ stellt ein Maß für die Güte 241 des Modells 230 dar. Die berechnete Güte 241 wird einer Korrektureinheit 234 übermittelt, die basierend auf vorgegebenen Funktionszusammenhängen eine Korrektur der veränderbaren Zustandsgrößen 233 des Modells 230 derart vornimmt, dass iterativ eine Anpassung des Modells 230 erzielt wird, die zu einer verbesserten oder erhöhten Güte 241 führt. Umgekehrt ausgedrückt wird die Fehlerfunktion f(∆) minimiert.
Die Rückwirkung auf die Zustandsgrößen des Modells wird durch eine als Pfeil dargestellte Modellkorrektur 235 symbolisiert. Diejenigen der zum Vergleich verwendeten Zustandsgrößen 233 werden auch als nachgeführte Zustandsgrößen bezeichnet.
Wenn eine vorgegebene Güte 241 erreicht ist oder die Güte 241 sich nicht weiter erhöht, wird davon ausgegangen, dass das Modell 230 die reale Strecke hinreichend gut beschreibt. Die Zustandsgrößen 233 des Modells 230 werden dann als abgeleitete Größen 236 ausgegeben. Insbesondere gehört zu den abgeleiteten Größen 236 die Größe der modellierten Netzimpedanz 4Z‘, die die reale Netzimpedanz 4Z widerspiegelt, und die nachfolgend als Z_n bezeichnet wird. Aus den abgeleiteten Größen 236 können wiederum indirekt abgeleitete Größen 237 bestimmt werden, vorliegend insbesondere die zeitliche Änderungsrate (Ableitung) der Netzimpedanz Z, die nachfolgend als dZ/dt bezeichnet wird. Obwohl in 2 nicht ausdrücklich dargestellt, können auch hier als Ausgangsgrößen 24 der Absolutwert |Z| der Netzimpedanz Z und die zeitliche Änderungsrate d|Z|/dt des Absolutwertes |Z| der Netzimpedanz Z vorliegen.
Mit dem vorgestellten Beobachter 23 ist es also möglich, Netzgrößen wie die Netzimpedanz Z und deren zeitliche Änderungsrate dZ/dt aufgrund des Verhaltens der realen Strecke nachzubilden, ohne dass eine aktive Störung des Energieversorgungsnetzes 4 erfolgt.
In den Teilbildern a und b der 3 ist für die Netzimpedanz Z eine beispielhafte tatsächliche Struktur eines Bereichs 40 wiedergegeben, der einem Normalbetriebszustand zugeordnet werden kann. Die möglichen Werte, die die Netzimpedanz Z im Beispiel der 1 als eine der Ausgangsgrößen 24 im Zweig a bzw. Zweig b annehmen kann, sind in den Teilbildern a und b dargestellt. Die Indizes „BP“ und „BS“ deuten auf den verwendeten Filter, einen Bandpassfilter als Filter 21a im Zweig a (BP) bzw. eine Bandsperre (BS) im Zweig b hin.
In den Teilbildern c und d sind den Bereichen 40 kreisringförmige Bereiche 30 überlagert dargestellt. Es ist ersichtlich, dass die in den 3c und d angegebenen kreisringförmigen Bereiche 30 gute Näherungen für die tatsächliche Form der Bereiche 40 darstellen.
Die Netzimpedanz Z ist eine komplexwertige Größe und ist in den Diagrammen mit ihrem Realteil auf der Abszisse eines Koordinatensystems und mit ihrem Imaginärteil auf der Ordinate dargestellt. Da negative Werte des Realteils der Impedanz nicht beobachtet werden, beschränkt sich der mögliche Wertebereich der Netzimpedanz Z auf positive Realteile. Innerhalb des gültigen Wertebereiches sind drei unterschiedliche Bereiche erkennbar. Neben einem ersten, dem Normalbetriebszustand zugeordneten Bereich 30, der in den Figuren schraffiert dargestellt ist, existieren ein zweiter Bereich AID, der einer Inselnetzsituation zugeordnet ist, und ein dritter Bereich FRT, der einem zu durchfahrenden Netzfehler zugeordnet ist.
Die dargestellten genäherten Bereiche 30 zeigen Beispiele, wie eine Diskriminierung durch Diskriminator-Einheiten 25 erfolgen kann. Bei Kenntnis der Form der tatsächlichen Bereiche 40 kann ein entsprechend genäherter Bereich 30 verwendet werden. Dabei ist jedoch ist zu bedenken, dass das Energieversorgungsnetz ein dynamisches, sich veränderndes System darstellt, bei dem sich auch die Übergänge zwischen den verschiedenen Netzzuständen verändern können.
4 illustriert in vier Teildiagrammen a bis d die Funktionsweise der Diskriminator-Einheit 25. Eingangsgrößen der Diskriminator-Einheit 25 sind im Beispiel der 1 die Ausgangsgrößen 24 der beiden Zweige a, b, die sich durch Verwendung eines Bandpassfilters im Zweig a sowie einer Bandsperre im Zweig b unterscheiden. In jedem der Zweige a und b werden als Ausgangsgrößen 24 die Netzimpedanz Z und die Änderungsrate der Netzimpedanz dZ/dt, je nach Ausführungsform auch als Absolutwert |Z| und als zeitliche Änderungsrate d|Z|/dt des Absolutwertes |Z|, bereitgestellt.
Der erste Bereich 30 verläuft für die Netzimpedanz Z ringförmig, was bedeutet, dass ihm im Hinblick auf den Absolutwert der Impedanz Z ein unterer Grenzwert |Z_min| und ein oberer Grenzwert |Z_max| zugeordnet sind. Liegt der Absolutwert der Impedanz zwischen den beiden Grenzwerten |Z_min| und |Z_max| (also im schraffierten ersten Bereich 30), befindet sich das Energieversorgungsnetz im Normalbetriebszustand.
Ist der Absolutwert der Impedanz Z dagegen größer als der obere Grenzwert |Z_max| des ersten Bereichs 30, liegt die Impedanz Z in dem zweiten Bereich AID, der einer Inselnetzsituation zugeordnet ist. Wird dagegen ein Absolutwert der Impedanz Z beobachtet, der kleiner ist als der untere Grenzwert |Z_min| des ersten Bereichs 30, liegt die Impedanz in dem dritten Bereich FRT, der einem zu durchfahrenden Netzfehler zugeordnet ist.
Wie ein Vergleich der Teilbilder a und b zeigt, kann diese Unterscheidung sowohl im Zweig a als auch im Zweig b der 1 getroffen werden, also bei bandpassgefilterten und bei mit der Bandsperre gefilterten Eingangsgrößen. Insoweit kann grundsätzlich jede der beiden auf unterschiedliche Art bestimmten Netzimpedanzen Z_BP und Z_BS zur Erkennung des Zustands des Energieversorgungsnetzes herangezogen werden. Die auf unterschiedliche Weisen (Bandpass/Bandsperre) gewonnenen Informationen haben jedoch ein unterschiedliches Gewicht bezüglich ihrer Aussagekraft.
Wird bei Verwendung eines Bandpassfilters (Teilbild a) eine Inselnetzsituation erkannt, schließt dieses das Vorliegen einer FRT-Situation zuverlässig aus. Wird im Teilbild a dagegen eine FRT-Situation detektiert, hat dieses geringere Aussagekraft und kann das Vorliegen einer Inselnetzsituation nicht zuverlässig ausschließen. Bei Verwendung einer Bandsperre (Teilbild b) stellt sich die Lage genau umgekehrt dar: Wird eine Inselnetzsituation detektiert, deutet dies auf eine solche Situation hin, kann das Vorliegen einer FRT-Situation aber nicht zuverlässig ausschließen. Wird dagegen eine FRT-Situation detektiert, ist dies eindeutig und kann das Vorliegen einer Inselnetzsituation ausschließen.
In den Teilbildern c und d ist in gleicher Weise wie in den Teilbildern a und b dargestellt, welche Informationen über den Betriebszustand des Energieversorgungsnetzes aus den ermittelten Änderungsraten des Absolutwertes der Netzimpedanz d|Z|/dt gewonnen werden können. Das Teilbild c stellt die Lage für Verwendung eines Bandpassfilters (Zweig a) und das Teilbild d für die Verwendung einer Bandsperre (Zweig b) dar. Die Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz d|Z|/dt ist eine reellwertige Größe. Geringfügige, langsame Änderungen der Netzimpedanz Z treten auch im Normalbetriebszustand auf, wobei der komplexe Zeiger der Netzimpedanz Z in 4a bzw. 4b innerhalb des ersten Bereichs 30 verbleibt. Im Fall eines Netzfehlers liegt hingegen eine schnelle, größere Änderung der Netzimpedanz Z vor, wobei der komplexe Zeiger der Netzimpedanz Z in 4a bzw. 4b im Fall einer positiven Änderungsrate in den Bereich AID wandert und im Fall einer negativen Änderungsrate in den Bereich FRT.
In 4 sind somit in den Teilbildern a und b auf der Achse für d|Z|/dt ein erster Bereich 31, in dem ein Normalbetriebszustand des Energieversorgungsnetzes vorliegt, ein zweiter Bereich AID, in dem eine Inselnetzsituation vorliegt und ein dritter Bereich FRT, in dem eine FRT-Situation vorliegt, gekennzeichnet. Der erste Bereich 31 zeichnet sich durch kleine Werte der Änderungsrate der Netzimpedanz dZ/dt aus. Bei größeren Werten liegt eine Inselnetzsituation vor (bei positiver Änderungsrate) oder eine FRT-Situation (bei negativer Änderungsrate). Der Wert einer Änderungsrate von null liegt immer innerhalb des ersten Bereichs 31, jedoch nicht, wie beispielhaft in 4c bzw. 4d, zwingend in der Mitte des Bereichs.
Wiederum ist das grundsätzliche Verhalten auch hier für die Verwendung eines Bandpassfilters und einer Bandsperre vergleichbar. Wie im Fall der Netzimpedanz weisen die Ergebnisse jedoch unterschiedliche Aussagekraft auf, je nachdem, ob ein Bandpassfilter oder eine Bandsperre verwendet wird. Bei Verwendung eines Bandpassfilters (Teilbild c) schließt wiederum das Erkennen einer Inselnetzsituation eine FRT-Situation zuverlässig aus. Bei Verwendung einer Bandsperre schließt das Erkennen einer FRT-Situation eine Inselnetzsituation zuverlässig aus.
5 zeigt in drei Teilbildern a bis c drei alternative Ausgestaltungen der Diskriminator-Einheit 25. Die Diskriminator-Einheit 25 weist jeweils Vergleicher 250 auf, denen eine Anordnung von Logikbausteinen 251 nachgeschaltet ist. Bei den in 5a–c dargestellten Diskriminator-Einheiten 25 basiert die Bestimmung der Betriebszustände des Energieversorgungsnetzes 4 auf kreisringförmigen Bereichen 30 (vgl. 4a, b). Aus diesem Grund werden entsprechend 4 für die Ausgestaltungen der Diskriminator-Einheit 25 in 5 zunächst nur die Absolutwerte (Beträge) |Z| der Netzimpedanz Z und deren Änderungsrate d|Z|/dt als Eingangsinformationen für die Diskriminator-Einheit 25 herangezogen.
Wie aus den Erläuterungen zu 4 hervorgeht, kann jede einzelne der Informationen über die Netzimpedanz Z_BP oder Z_BS oder über die Änderungsraten der Netzimpedanz d|Z_BP|/dt oder d|Z_BS|/dt zur Ermittlung eines Netzzustands eingesetzt werden. Aufgrund der unterschiedlichen Aussagekraft der aufgefundenen Ergebnisse, ist es jedoch vorteilhaft, mehrere der Informationen zusammen zu verwenden. Beim Beispiel der 5a werden zur Ermittlung des Netzzustands Informationen über die Änderungsrate der Netzimpedanz in den beiden Zweigen a und b verwendet. Entsprechend werden diese Ausgangsgrößen 24a und 24b jeweils einem Vergleicher zugeführt. Dieser Vergleicher 250 ermittelt, in welchem der drei Bereiche 31, AID, FRT die gemessene Änderungsrate der Netzimpedanz d|Z|/dt liegt. Ausgänge der Vergleicher 250 werden entsprechend der Diagramme der 4c und 4d gesetzt. Wird eine Inselnetzsituation (Bereich AID) erkannt, wird der in 5a mit „high“ gekennzeichnete Ausgang auf einen Pegel von logisch „1“ gesetzt, während der mit „low“ bezeichnete Ausgang auf einem Logikpegel „0“ liegt. Umgekehrt wird bei Erkennen einer FRT-Situation (Bereich FRT) der Ausgang „low“ auf logisch „1“ und der auf Ausgang „high“ auf logisch „0“ gesetzt. Wird ein Normalbetriebszustand erkannt (Bereich 31) sind beide Ausgänge „high“ und „low“ auf logisch „0“ gesetzt.
Die insgesamt vier Ausgänge der beiden Vergleicher 250 werden in einem Netzwerk aus den Logikbausteinen 251 so miteinander verknüpft, dass als Ausgangssignale 26 der Diskriminator-Einheit 25 wiederum zwei Logiksignale ausgegeben werden, die entweder das Vorliegen einer Inselnetzsituation oder das Vorliegen einer FRT-Situation oder, wenn keiner der Ausgänge des Netzwerks aus Logikbausteinen 251 gesetzt ist, das Vorliegen eines Normalbetriebszustandes des Energieversorgungsnetzes 4 anzeigen. Die Verschaltung der Ausgangssignale der Vergleicher 250 berücksichtigt die Aussagekraft der Ergebnisse der einzelnen Vergleicher 250 entsprechend den Ausführungen, die im Zusammenhang mit 4 gemacht sind. Zudem kann aufgrund der Berücksichtigung verschiedener Eingangsgrößen 24a, 24b unter Umständen auch dann eine Aussage über den Zustandes des Energieversorgungsnetzes 4 erfolgen, wenn anhand von nur einer der Eingangsgrößen 24a, 24b keine Aussage möglich wäre, beispielsweise weil die entsprechende Eingangsgröße 24a, 24b in einem Wertebereich liegt, in dem keine entsprechende Aussage gemacht werden kann.
Bei dem alternativen Ausführungsbeispiel einer Diskriminator-Einheit 25 gemäß Teilbild 5b werden in analoger Weise wie im Beispiel der 5a die auf unterschiedliche Weise ermittelten Netzimpedanzen Z_BP und Z_BS als Eingangsgrößen 24a und 24b verarbeitet.
Im dritten Ausführungsbeispiel in der 5c werden alle vier Ausgangsgrößen 24 (Netzimpedanz und Änderungsrate der Netzimpedanz) beider Zweige a und b berücksichtigt und entsprechend ausgewertet. Auf diese Weise kann eine maximal große Sicherheit in der Bestimmung der Netzzustände erzielt werden.
Es wird nochmals darauf hingewiesen, dass die Auswertung der Netzimpedanzen oder der Änderungsraten der Netzimpedanzen gemäß der Diagramme der 4 durch die Diskriminator-Einheit 25 bisher zwar anhand der mittels der in 2 beispielhaft angeführten Beobachter bestimmten Netzimpedanzen Z und Änderungsraten der Netzimpedanzen dZ/dt erläutert wurde, letztlich aber unabhängig von der Art der Bestimmung der Netzimpedanzen bzw. deren Änderungsraten ist. Das beschriebene Verfahren zur Erkennung von Netzfehlern und zur Unterscheidung zwischen einer Inselnetzsituation und einer FRT-Situation kann entsprechend zusammen mit beliebigen anderen Verfahren zur Bestimmung der Netzimpedanzen bzw. deren zeitlicher Änderungsraten durchgeführt werden.
Bei der Auswertung der Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz d|Z|/dt entsprechend den Ausführungsbeispielen in 4 und 5 bleibt der Phasenwinkel der komplexwertigen Impedanz Z unberücksichtigt. Dadurch ist keine Unterscheidung möglich, ob die der Änderung des Absolutwertes der Impedanz Z zugrunde liegenden Änderungen des Real- und Imaginärteils der Impedanz Z das gleiche oder ein entgegengesetztes Vorzeichen aufweisen wie die Änderung des Absolutwertes der Impedanz Z. Eine solche Aussage erfordert die Auswertung der komplexwertigen Änderungsrate dZ/dt der komplexwertigen Impedanz Z.
Im Fall einer Inselnetzsituation werden üblicherweise sowohl Real- als auch Imaginärteil der Impedanz Z größer, d.h. die Werte der Änderungsrate dZ/dt liegen innerhalb des I. Quadranten des Koordinatensystems. Im Fall eines zu durchfahrenden Netzfehlers werden üblicherweise sowohl Real- als auch Imaginärteil der Impedanz Z kleiner, d.h. die Werte der Änderungsrate dZ/dt liegen innerhalb des III. Quadranten des Koordinatensystems.
Werte der Änderungsrate dZ/dt im II. und IV. Quadranten des Koordinatensystems sind üblicherweise auf anderweitige Netzzustandsänderungen zurückzuführen, beispielsweise ein Anlaufen einer Maschine im Netz. Da eine solche Netzzustandsänderung auch gleichzeitig mit einer Inselnetzsituation AID oder einem zu durchfahrenden Netzfehler FRT auftreten kann, ist anhand von Werten der Änderungsrate dZ/dt im II. und IV. Quadranten des Koordinatensystems keine gesicherte Aussage über den Zustand des Energieversorgungsnetzes möglich. Dieser Zustand wird im Folgenden als undefinierte Impedanzänderung UIC bezeichnet.
Im Normalbetriebszustand sind geringe, langsame Änderungen möglich. Daher liegen Werte der Änderungsrate dZ/dt in diesem Fall in einem Bereich um den Ursprung des Koordinatensystems.
In den 6a und 7a sind beispielhaft tatsächliche Strukturen von den Netzzuständen zuzuordnenden Bereichen 41 für die Änderungsraten der Netzimpedanzen dZ_BS/dt bzw. dZ_BP/dt wiedergegeben. In den Teilbildern der 6b und 6e bzw. 7b und 7e sind diese Bereiche 41 mit verschieden großen genäherten Bereichen 31 verglichen, die rechteckförmig sind. In den Teilbildern der 6c und 6f bzw. 7c und 7f sind diese Bereiche 41 mit verschieden großen genäherten Bereichen 32 verglichen, die kreisförmig sind. Die Teilbilder der 6d und 6g bzw. 7d und 7g zeigen schließlich genäherte erste Bereiche 33, die einen polygonförmigen Umriss aufweisen.
In den 6 und 7 findet sich wieder jeweils ein erster Bereich 41, 31, 32, 33, der schraffiert dargestellt ist und in dem die Werte der Änderungsraten dZ/dt der Netzimpedanz Z im Normalbetriebszustand liegen. Außerhalb dieses Bereiches findet sich im I. Quadranten des Koordinatensystems ein zweiter Bereich AID, in dem die Werte im Fall einer Inselnetzsituation liegen, und im III. Quadranten ein dritter Bereich FRT, in dem die Werte im Fall einer zu durchfahrenden Netzstörung liegen. Zusätzlich gibt es außerhalb des ersten Bereichs 41, 31, 32, 33 im II. und IV. Quadranten des Koordinatensystems einen vierten Bereich UIC, in dem die Werte im Fall einer undefinierten Impedanzänderung liegen
Die dargestellten genäherten Bereiche 31, 32, 33 zeigen Beispiele, wie eine Diskriminierung durch Diskriminator-Einheiten 25 erfolgen kann. Bei Kenntnis der Form der tatsächlichen Bereiche 41 kann ein entsprechend genäherter Bereich 31–33 verwendet werden. Dabei kann prinzipiell eine beliebig genaue Annäherung erfolgen, jedoch ist zu bedenken, dass das Energieversorgungsnetz ein dynamisches, sich veränderndes System darstellt, bei dem sich auch die Übergänge zwischen den verschiedenen Netzzuständen verändern können.
In 8 ist in ähnlicher Weise wie in den Teilbildern der 5 eine weitere Ausgestaltung einer Diskriminator-Einheit 25 zur Ermittlung des Netzzustands schematisch dargestellt. Bei dieser Ausgestaltung werden die Ausgangssignale 24 zunächst in einem Baustein 252 in ihre Real- und Imaginäranteile zerlegt, wenn die Größen komplexwertig sind. Diese Anteile werden gesondert einem Vergleicher 250 zugeführt, der sie auswertet. Dabei können beispielsweise nicht nur feste Schwellenwerte für den Vergleich vorgesehen sein, sondern Schwellenwerte, bei denen der Schwellenwert für den Realteil abhängig vom Imaginärteil ist. So kann beispielsweise ein polygonförmiger erster Bereich 33 abgefragt werden (vgl. 6d, g und 7d, g). Die Ergebnisse des Vergleichers 250 werden in einer Logikeinheit 253 miteinander kombiniert, um schließlich den vorliegenden Netzzustand durch Ausgangssignale 26 auszugeben. Bei dem in 8 dargestellten Beispiel wird mit einem Signal „UIC“ neben den Signalen „FRT“ und „AID“ ein weiteres Ausgangssignal 26 ausgegeben. Das Signal „UIC“ wird dann aktiv, wenn einer der Werte der Änderungsraten dZ/dt der Netzimpedanz Z im vierten Bereich UIC liegt und nicht gleichzeitig die Logikeinheit 253 das Vorliegen einer Inselnetzsituation AID oder eines zu durchfahrenden Netzfehlers FRT detektiert hat.
Die Logikeinheit 253 kann beispielsweise programmgesteuert arbeiten und/oder sich einer Verknüpfungstabelle (Look-Up-Table) oder eines neuronalen Netzes bedienen, um die Ausgangssignale 26 anhand der Ergebnisse des Vergleichers 250 zu bestimmen. Sie kann aber auch analog zu 5 aus einer Anordnung von Logikbausteinen 251 aufgebaut sein.
In 9 sind schließlich in drei Teilbildern a bis c analog zu 2 drei weitere Ausgestaltungen eines Beobachters 23 zur Bestimmung von den Netzimpedanzen bzw. deren Änderungsraten beschrieben.
Beim Ausführungsbeispiel der 2 wurden als Eingangsgrößen für den Beobachter 23 das die Netzspannung U_G am Netzanschlusspunkt repräsentierende Spannungssignal 13 sowie das PWM-Signal 15 eingesetzt. Als im Modell 230 nachgeführte Größe wurde das den Wechselrichterstrom I_WR repräsentierende Stromsignal 14 eingesetzt.
Das Ausführungsbeispiel der 9a unterscheidet sich darin, dass anstelle des Stromsignals 14, das gemäß 1 den Wechselrichterstrom I_WR repräsentiert, ein Stromsignal als nachgeführte Größe eingesetzt wird, das den Netzstrom I_G wiedergibt.
Die Ausführungsbeispiele der 9b bis 9c unterscheiden sich darin, dass neben dem Wechselrichterstrom I_WR weitere Größen der realen Strecke als nachgeführte Größen eingesetzt werden. In den 9a bis 9c sind die Eingangsgrößen des Modells 230 mit dem Bezugszeichen 20 _E dargestellt und die nachgeführten Größen mit dem Bezugszeichen 20 _N. Gemäß 9b wird neben dem Wechselrichterstrom I_WR der Netzstrom I_G als Vergleichskriterium herangezogen und beim Ausführungsbeispiel der 9c zusätzlich die Filterspannung U_F. Das Vorsehen von weiteren nachgeführten Größen kann zu einer schnelleren und besseren Konvergenz bei der Anpassung der Zustandsgrößen 233 des Modells 230 führen.
Es wird angemerkt, dass die Eingangsgrößen und die nachgeführten Größen des Modells 230 nicht zwingend an der realen Strecke gemessene Größen sein müssen, sondern auch auf andere Art erfasste Größen sein können. Beispielsweise können der Regel-Einheit 12 des Wechselrichters 10 oder einer anderen Steuereinrichtung bestimmte Größen bekannt sein, ohne dass sie explizit gemessen werden. Ein Beispiel sind Größen, die durch den Wechselrichter 10 auf einen vorgegebenen Wert eingestellt werden. In der Annahme, dass eine korrekte Umsetzung der Vorgaben erfolgt, kann der vorgegebene Wert anstelle eines Messwertes als Eingangsgröße oder nachgeführte Größe des Modells 230 verwendet werden.
Bezugszeichenliste

1: PV-Generator
2: Gleichstromleitung
3: Sinusfilter
4: Energieversorgungsnetz
4Z: Impedanz des Energieversorgungsnetzes
10: Wechselrichter
11: Leistungsteil
12: Regel-Einheit
13: Spannungssignal
14: Stromsignal
15: Pulsweitenmodulationssignal (PWM-Signal)
20: Detektionsvorrichtung
20E: Eingangsgröße
20N: nachgeführte Größe
21a, 21b: Verstärker
22a, 22b: Filter
23a, 23b: Beobachter
24: Ausgangsgröße
25: Diskriminator-Einheit
26: Ausgangssignale
30, 31: erster Bereich (Normalzustand)
AID: zweiter Bereich (Inselnetz-Situation)
FRT: dritter Bereich (“fault-ride-through”-Situation)
UIC: vierter Bereich (Situation einer undefinierten Impedanz)
32, 33: erster Bereich (Näherung)
40, 41: erster Bereich (tatsächliche Form)
230: Modell
231: Stromquelle
232: Sinusfilter
233: Zustandsgrößen
234: Korrektureinheit
235: Modellkorrektur
236: abgeleitete Größe
237: indirekt abgeleitete Größe
240: Vergleicher
241: Güte
250: Vergleicher
251: Logik-Baustein
252: Baustein zur Zerlegung in Real- und Imaginärteil
253: Logikeinheit
Z: Netzimpedanz
dZ/dt: Änderungsrate der Netzimpedanz
d|Z|/dt: Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz
U_WR: Wechselrichterspannung
U_F: Filterspannung
U_G: Netzspannung
I_WR: Wechselrichterstrom
I_G: Netzstrom

Claims

Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers in einem Energieversorgungsnetz (4) mit den folgenden Schritten: – Ermitteln einer Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder einer zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) eines Absolutwertes der Netzimpedanz (Z); – Vergleichen des Absolutwertes und/oder eines Realteils und/oder eines Imaginärteils der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) mit vorgegebenen Grenzwerten und – Erkennen und Signalisieren eines Netzfehlerzustands abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs.
Detektionsverfahren nach Anspruch 1, bei dem bei Überschreiten eines oberen Grenzwertes (|Z_max|) für den Absolutwert der Netzimpedanz (Z) das Vorliegen einer Inselnetz-Situation (AID) erkannt und signalisiert wird, und bei dem bei Unterschreiten eines unteren Grenzwertes (|Z_min|) für den Absolutwert der Netzimpedanz (Z) eine FRT-Situation (FRT) erkannt und signalisiert wird.
Detektionsverfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem eine Inselnetz-Situation (AID) und/oder eine FRT-Situation (FRT) abhängig von der Größe des Realteils und/oder des Imaginärteils der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder abhängig von der Größe des Wertes der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) erkannt und signalisiert wird.
Detektionsverfahren nach Anspruch 3, bei dem die Inselnetz-Situation (AID) und/oder die FRT-Situation (FRT) erkannt und signalisiert wird, wenn ein Absolutwert des Realteils der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) größer als ein erster vorgegebener Grenzwert ist und/oder ein Absolutwert des Imaginärteils der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) größer als ein zweiter vorgegebener Grenzwert ist.
Detektionsverfahren nach Anspruch 4, bei dem eine Inselnetz-Situation (AID) erkannt und signalisiert wird, wenn der Realteil der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) positiv ist und eine FRT-Situation (FRT) erkannt und signalisiert wird, wenn der Realteil der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) negativ ist.
Detektionsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem das Ermitteln der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) auf einer Auswertung von Eingangsgrößen basiert, die vorab durch einen Bandpassfilter (22a) und/oder einen Bandsperren-Filter (22b) gefiltert werden.
Detektionsverfahren nach Anspruch 6, bei dem der Bandpassfilter (22a) und/oder der Bandsperren-Filter (22b) eine Durchlass- bzw. Sperrfrequenz bei einer Harmonischen zu der Netzfrequenz des Energieversorgungsnetzes (4) aufweist.
Detektionsverfahren nach Anspruch 7, bei dem die Durchlass- bzw. Sperrfrequenz des Bandpassfilters (22a) und/oder des Bandsperren-Filters (22b) die dritte Harmonische zu der Netzfrequenz des Energieversorgungsnetzes (4) ist.
Detektionsverfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 8, bei dem das Ermitteln der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) auf einer Auswertung von Größen basiert, die vorab in einem ersten Auswertezweig (a) durch einen Bandpassfilter (22a) und in einem zweiten Auswertezweig (b) durch einen Bandsperren-Filter (22b) gefiltert werden.
Detektionsverfahren nach Anspruch 9, bei dem die in den beiden Auswertezweigen (a, b) ermittelten Ausgangsgrößen (24a, 24b) mit unterschiedlicher Gewichtung zu einem Gesamtergebnis kombiniert werden.
Detektionsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, bei dem die Netzimpedanz (Z) und/oder ihre zeitliche Änderungsrate (dZ/dt) und/oder die zeitliche Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) durch mindestens einen Beobachter (23) ermittelt wird, der eine Strecke eines an das Energieversorgungsnetz (4) angekoppelten Wechselrichters (10) nachbildet und beobachtet.
Wechselrichter (10) zur Einspeisung von elektrischer Energie in ein Energieversorgungsnetz (4), dadurch gekennzeichnet, dass der Wechselrichter (10) eine Detektionsvorrichtung (20) mit einer Diskriminator-Einheit (25) aufweist, wobei die Diskriminator-Einheit (25) dazu eingerichtet ist, – einen Absolutwert und/oder einen Realteil und/oder einen Imaginärteil einer zuvor ermittelten Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder einen Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) mit vorgegebenen Grenzwerten zu vergleichen und – einen Netzfehlerzustand abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs zu erkennen und zu signalisieren.
Wechselrichter (10) nach Anspruch 12, dessen Betriebszustand von dem signalisierten Netzfehlerzustand abhängt.
Wechselrichter (10) nach Anspruch 12 oder 13, bei dem die Detektionsvorrichtung (20) mindestens einen Beobachter (23) zur Ermittlung der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) aufweist, der eine Strecke des Wechselrichters (10) nachbildet und beobachtet.