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Stand der Technik
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Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Lokalisieren eines Lichtbogens in einem Strompfad einer Fotovoltaikanlage, auf eine entsprechende Vorrichtung sowie auf ein entsprechendes Computerprogrammprodukt.
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Das Auftreten von Störlichtbögen im Gleichstromteil einer Fotovoltaikanlage birgt aufgrund der entstehenden hohen Temperaturen von über 3000 Grad Celsius große Gefahren für in der Nähe befindliche Menschen und brennbare Gegenstände.
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Eine Detektion und Löschung von Störlichtbögen ist mit sogenannten AFCls (Arc Fault Circuit Interrupter; „Fehlerlichtbogen-Schutzeinrichtung“) möglich. Ein solcher Detektor ist typischerweise in einem Gleichstromteil in der Nähe eines Wechselrichters der Fotovoltaikanlage platziert. Der Detektor kann die hochfrequenten Störfrequenzen auf mindestens einer Gleichstromleitung eines Strangs überwachen. Ein solcher Strang kann aus mehreren in Reihe geschalteten Fotovoltaikmodulen bestehen. Tritt nun in einem solchen Strang ein Lichtbogen auf, so breiten sich charakteristische Störfrequenzen entlang des Strangs aus. Werden diese vom AFCI detektiert, so kann ein Lastschalter im Gleichstromkreis geöffnet werden. Der Stromfluss kommt dann zum Erliegen, sodass die Energiezufuhr des Störlichtbogens gestoppt wird und der Störlichtbogen erlischt.
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Die
WO 2011/017721 A1 beschreibt ein herkömmliches Verfahren zur Detektion eines Lichtbogens in einer Fotovoltaikanlage.
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Offenbarung der Erfindung
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Vor diesem Hintergrund wird mit der vorliegenden Erfindung ein Verfahren, weiterhin eine Vorrichtung, das dieses Verfahren verwendet, sowie schließlich ein entsprechendes Computerprogrammprodukt gemäß den Hauptansprüchen vorgestellt. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen und der nachfolgenden Beschreibung.
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Es wird ein Verfahren zum Lokalisieren eines Lichtbogens in einem Strompfad einer Fotovoltaikanlage vorgestellt, wobei das Verfahren folgende Schritte umfasst:
Einlesen eines Lichtbogensignals, wobei das Lichtbogensignal einen Spannungsverlauf und/oder einen Stromverlauf in dem Strompfad repräsentiert;
Ermitteln zumindest einer Amplitude einer ausgewählten Frequenz und/oder einer von der Amplitude abgeleiteten Größe, wobei das Ermitteln unter Verwendung des Lichtbogensignals erfolgt; und
Lokalisieren des Lichtbogens in dem Strompfad unter Verwendung der zumindest einen Amplitude und/oder der von der Amplitude abgeleiteten Größe.
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Unter einer Fotovoltaikanlage kann eine Anordnung mehrerer miteinander verschalteter Fotovoltaikmodule verstanden werden. Die Fotovoltaikmodule können hierbei in dem Strompfad angeordnet sein. Bei dem Strompfad kann es sich beispielsweise um eine Reihen- oder Parallelschaltung oder einer Kombination aus Reihen- und Parallelschaltung handeln, durch die die Fotovoltaikmodule miteinander verschaltet sind. Unter einem Lichtbogensignal kann ein Signal verstanden werden, das beim Auftreten eines Lichtbogens über den Strompfad übertragen wird. Das Lichtbogensignal kann einen für den Lichtbogen charakteristischen Spannungsverlauf und/oder Stromverlauf repräsentieren. Bei dem Lichtbogen kann es sich insbesondere um einen in der Fotovoltaikanlage auftretenden Störlichtbogen handeln. Hierbei kann der Lichtbogen beispielsweise durch eine schadhafte Isolierung und/oder einen losen Kontakt in dem Strompfad verursacht sein. Unter einer ausgewählten Frequenz kann eine Frequenz aus einem Frequenzspektrum des Lichtbogensignals verstanden werden. Beispielsweise kann es sich hierbei um eine Frequenz handeln, bei der eine Dämpfung der Fotovoltaikanlage besonders groß ist. Unter einer von einer Amplitude abgeleiteten Größe kann es sich beispielsweise um einen Effektivwert handeln, der durch eine Berechnung unter Verwendung der Amplitude ermittelt wird.
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Der vorliegende Ansatz beruht auf der Erkenntnis, dass ein in einer Fotovoltaikanlage auftretender Störlichtbogen ein für den Störlichtbogen charakteristisches Störsignal erzeugt. Vorteilhafterweise kann ein Signalpegel des Störsignals ermittelt und ausgewertet werden, um einen genauen Ort des Störlichtbogens in der Fotovoltaikanlage zu bestimmen.
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Dies hat den Vorteil, dass ein Auftrittsort des Störlichtbogens nicht mehr mühevoll von einem Techniker gesucht zu werden braucht, um entsprechende Reparaturen an der Fotovoltaikanlage vorzunehmen. Somit kann im Störungsfall viel Zeit gespart und ein Ertragsausfall deutlich verringert werden. Insbesondere bei großen Fotovoltaikanlagen kann eine Anwendung des hier vorgestellten Ansatzes von Vorteil sein.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes können im Schritt des Ermittelns eine erste Amplitude an einem ersten Messort des Strompfades und eine zweite Amplitude an einem zweiten Messort des Strompfades ermittelt werden. Hierbei kann der erste Messort vor/an einer Komponente des Strompfades angeordnet sein. Der zweite Messort kann sich in Bezug auf eine Position in dem Strompfad von dem ersten Messort unterscheiden. Im Schritt des Lokalisierens kann der Lichtbogen unter Verwendung der ersten Amplitude und der zweiten Amplitude lokalisiert werden. Unter einer Komponente kann ein in dem Strompfad befindliches elektrisches Bauelement der Fotovoltaikanlage verstanden werden. Insbesondere kann es sich hierbei beispielsweise um ein Fotovoltaikmodul handeln. Die Komponente kann auch als Element des Strompfads bezeichnet werden. Eine solche Ausführungsform bietet den Vorteil, dass ein Ort des Lichtbogens in Abhängigkeit von einem Ort der Komponente in dem Strompfad lokalisiert werden kann. Dadurch kann im Störungsfall ein Schadensbereich der Fotovoltaikanlage eingegrenzt werden und eine Schadensstelle sehr schnell ausfindig gemacht werden.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann im Schritt des Ermittelns die erste Amplitude mit einem größeren Wert als die zweite Amplitude ermittelt werden. Hierbei kann im Schritt des Lokalisierens der Lichtbogen näher an dem ersten Messort als an dem zweiten Messort lokalisiert werden. Dadurch kann ein Ort des Lichtbogens mit geringem technischem Aufwand besonders präzise lokalisiert werden.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann im Schritt des Ermittelns die erste Amplitude innerhalb eines vorgegebenen Toleranzbereichs mit einem gleichen Wert der zweiten Amplitude ermittelt werden. Hierbei kann im Schritt des Lokalisierens der Lichtbogen in einer Mitte zwischen dem ersten Messort und dem zweiten Messort lokalisiert werden. Unter einem vorgegebenen Toleranzbereich kann beispielsweise eine Abweichung von 5, 10 oder 15 Prozent zwischen einem Messwert der ersten Amplitude und einem Messwert der zweiten Amplitude verstanden werden. Auch diese Ausführungsform bietet den Vorteil einer sehr präzisen und effizienten Lokalisierung des Lichtbogens in dem Strompfad.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann die Fotovoltaikanlage zumindest eine weitere Komponente des Strompfades aufweisen. Hierbei können die zumindest eine weitere Komponente und die Komponente in Reihe geschaltet sein. Im Schritt des Ermittelns kann die erste Amplitude an der Komponente und die zweite Amplitude an der zumindest einen weiteren Komponente ermittelt werden. Ferner kann im Schritt des Lokalisierens der Lichtbogen unter Verwendung der ersten Amplitude und der zweiten Amplitude als Lichtbogen von in einer Reihenschaltung verschalteten Komponenten lokalisiert werden. Diese Ausführungsform bietet den Vorteil, dass zusätzlich zum Ort des Lichtbogens eine Art des Lichtbogens in der Verschaltungsstruktur der Komponenten ermittelt werden kann. Dadurch kann eine hohe Genauigkeit bei einer Fehleranalyse sichergestellt werden.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann die Fotovoltaikanlage zumindest eine andere Komponente des Strompfades aufweisen. Hierbei können die zumindest eine andere Komponente und die Komponente parallel geschaltet sein. Im Schritt des Ermittelns kann die erste Amplitude an der Komponente und die zweite Amplitude an der zumindest einen anderen Komponente ermittelt werden. Ferner kann im Schritt des Lokalisierens der Lichtbogen unter Verwendung der ersten Amplitude und der zweiten Amplitude als Lichtbogen zwischen in einer Parallelschaltung verschalteten Komponenten lokalisiert werden. Auch diese Ausführungsform bietet den Vorteil einer besonders genauen und schnellen Fehleranalyse im Falle eines Lichtbogens.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann im Schritt des Ermittelns die zumindest eine Amplitude ferner unter Verwendung des Lichtbogensignals innerhalb eines vorgegebenen Zeitfensters ermittelt werden. Dadurch kann sichergestellt werden, dass verschiedene Messwerte der zumindest einen Amplitude unter gleichen Messbedingungen ermittelt werden, sodass die Messwerte miteinander vergleichbar sind. Somit können Ungenauigkeiten beim Lokalisieren des Lichtbogens vermieden werden.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann im Schritt des Ermittelns die zumindest eine Amplitude ferner unter Verwendung eines Mittelwerts aus einer Mehrzahl von Messwerten der zumindest einen Amplitude ermittelt werden. Ein Mittelwert kann beispielsweise ein arithmetisches, geometrisches oder harmonisches Mittel der Mehrzahl von Messwerten repräsentieren. Dadurch kann die zumindest eine Amplitude mit geringem Ressourcenaufwand sehr schnell und genau ermittelt werden.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann im Schritt des Ermittelns die zumindest eine Amplitude ferner unter Verwendung einer Zeit-Frequenz-Transformation ermittelt werden. Mittels einer Zeit-Frequenz-Transformation können in dem Lichtbogensignal vorkommende Frequenzen sowie einzelne Amplituden zu diesen Frequenzen unabhängig von einem zeitlichen Verlauf des Lichtbogensignals abgebildet werden. Dadurch können mehrere Frequenzen zur Ermittlung der zumindest einen Amplitude analysiert werden und es kann eine besonders hohe Zuverlässigkeit bei der Lokalisierung des Lichtbogens sichergestellt werden.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann im Schritt des Ermittelns die zumindest eine Amplitude ferner unter Verwendung eines Schwingkreises, insbesondere eines Reihenschwingkreises, ermittelt werden. Unter einem Schwingkreis kann eine resonanzfähige elektrische Schaltung mit einer Spule und einem Kondensator verstanden werden. Unter einem Reihenschwingkreis kann ferner ein Schwingkreis verstanden werden, bei dem die Spule und der Kondensator in Reihe geschaltet sind. Der Schwingkreis kann ausgebildet sein, um von dem Lichtbogensignal angeregt zu werden. In Abhängigkeit von einer durch das Lichtbogensignal angeregten Schwingung des Schwingkreises kann dann die zumindest eine Amplitude ermittelt werden. Diese Ausführungsform bietet den Vorteil einer sehr ressourcensparenden Ermittlung der zumindest einen Amplitude.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann im Schritt des Ermittelns die zumindest eine Amplitude ferner in Abhängigkeit von einer Güte des Schwingkreises ermittelt werden. Unter einer Güte eines Schwingkreises kann ein Maß dafür verstanden werden, wie lang der Schwingkreis eine freie, d. h. ungedämpfte Schwingung aufrechterhalten kann. Somit können mit geringem Kostenaufwand Ungenauigkeiten bei der Ermittlung der zumindest einen Amplitude vermieden werden.
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Gemäß einer Ausführungsform des vorliegenden Ansatzes kann im Schritt des Lokalisierens der Lichtbogen ferner unter Verwendung zumindest einer Übertragungsfunktion eines Elements des Strompfades lokalisiert werden. Unter einem Element kann ein elektronisches Bauelement der Fotovoltaikanlage, insbesondere ein Fotovoltaikmodul, verstanden werden. Das Element kann auch als Komponente bezeichnet werden. Beispielsweise kann das Lichtbogensignal durch das Element in einem bestimmten Grad gedämpft werden. Dieser Dämpfungsgrad des Elements ist durch die zumindest eine Übertragungsfunktion vorgegeben. Unter Verwendung der zumindest einen Übertragungsfunktion kann der Ort des Lichtbogens genau berechnet werden, ohne dass weitere Messungen des Lichtbogensignals in dem Strompfad notwendig sind.
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Der vorliegende Ansatz schafft ferner eine Vorrichtung zum Lokalisieren eines Lichtbogens in einem Strompfad einer Fotovoltaikanlage, wobei die Vorrichtung folgende Merkmale aufweist:
eine Einleseeinheit zum Einlesen eines Lichtbogensignals, wobei das Lichtbogensignal einen Spannungsverlauf und/oder einen Stromverlauf in dem Strompfad repräsentiert;
eine Ermittlungseinheit zum Ermitteln zumindest einer Amplitude einer ausgewählten Frequenz, wobei das Ermitteln unter Verwendung des Lichtbogensignals erfolgt; und
eine Lokalisierungseinheit zum Lokalisieren des Lichtbogens in dem Strompfad unter Verwendung der zumindest einen Amplitude.
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Unter einer Vorrichtung kann vorliegend ein elektrisches Gerät verstanden werden, das Sensorsignale verarbeitet und in Abhängigkeit davon Steuerund/oder Datensignale ausgibt. Die Vorrichtung kann eine Schnittstelle aufweisen, die hard- und/oder softwaremäßig ausgebildet sein kann. Bei einer hardwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen beispielsweise Teil eines sogenannten System-ASICs sein, der verschiedenste Funktionen der Vorrichtung beinhaltet. Es ist jedoch auch möglich, dass die Schnittstellen eigene, integrierte Schaltkreise sind oder zumindest teilweise aus diskreten Bauelementen bestehen. Bei einer softwaremäßigen Ausbildung können die Schnittstellen Softwaremodule sein, die beispielsweise auf einem Mikrocontroller neben anderen Softwaremodulen vorhanden sind.
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Auch durch diese Ausführungsform kann die dem hier vorgestellten Ansatz zugrunde liegende Aufgabe schnell und effizient gelöst werden.
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Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung des Verfahrens nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, wenn das Programmprodukt auf einem Computer oder einer Vorrichtung ausgeführt wird.
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Die Erfindung wird nachstehend anhand der beigefügten Zeichnungen beispielhaft näher erläutert. Es zeigen:
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1 eine schematische Darstellung einer Fotovoltaikanlage mit einer Vorrichtung zum Lokalisieren eines Lichtbogens gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
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2 eine schematische Darstellung einer Fotovoltaikanlage zur Verwendung mit einer Vorrichtung gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung;
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3 eine Darstellung eines Frequenzbereichs eines Lichtbogensignals gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung; und
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4 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Lokalisieren eines Lichtbogens gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung.
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In der nachfolgenden Beschreibung günstiger Ausführungsbeispiele der vorliegenden Erfindung werden für die in den verschiedenen Figuren dargestellten und ähnlich wirkenden Elemente gleiche oder ähnliche Bezugszeichen verwendet, wobei auf eine wiederholte Beschreibung dieser Elemente verzichtet wird.
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1 zeigt eine schematische Darstellung einer Fotovoltaikanlage 100 mit einer Vorrichtung 105 zum Lokalisieren eines Lichtbogens gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Fotovoltaikanlage 100 weist die Vorrichtung 105 und einen Strompfad 110 auf. Durch den Strompfad 110 fließt beispielsweise ein Gleichstrom, der durch eine Umwandlung von Lichtenergie in elektrische Energie erzeugt wird. Die Vorrichtung 105 weist eine Einleseeinheit 115, eine Ermittlungseinheit 120 sowie eine Lokalisierungseinheit 125 auf. Die Einleseeinheit 115 ist mit der Ermittlungseinheit 120 verbunden. Die Ermittlungseinheit 120 ist mit der Lokalisierungseinheit 125 verbunden. Ferner ist die Einleseeinheit 115 über eine hier nicht gezeigte Schnittstelle der Vorrichtung 105 mit dem Strompfad 110 verbunden.
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Die Fotovoltaikanlage 100 weist beispielhaft ein erstes Fotovoltaikmodul 135, ein zweites Fotovoltaikmodul 140, ein drittes Fotovoltaikmodul 145, ein viertes Fotovoltaikmodul 150 und ein fünftes Fotovoltaikmodul 155 als Komponenten des Strompfads 110 auf. Hierbei sind die Fotovoltaikmodule 135, 140, 145, 150, 155 in Reihe geschaltet. Eine solche Reihenschaltung kann auch als String 157 („Strang“) bezeichnet werden. Die Fotovoltaikmodule 135, 140, 145, 150, 155 sind je über die Schnittstelle mit der Vorrichtung 105 verbunden. Beispielsweise handelt es sich hierbei um eine drahtlose oder leitungsgebundene Datenverbindung.
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In dem Strompfad 110 brennt ein Lichtbogen 159. Der Lichtbogen 159 erzeugt ein Lichtbogensignal, das sich über den Strompfad 110 ausbreitet. Gemäß diesem Ausführungsbeispiel sind die Fotovoltaikmodule 135, 140, 145, 150, 155 ausgebildet, um je Messwerte des Lichtbogensignals zu erfassen und an die Vorrichtung 105 auszugeben. Die Messwerte repräsentieren hierbei einen Spannungsverlauf und/oder einen Stromverlauf in dem Strompfad 110. Eine Übertragungsrichtung des Lichtbogensignals ist in 1 mit Pfeilen dargestellt. Die Einleseeinheit 115 ist ausgebildet, um die Messwerte des Lichtbogensignals einzulesen. Die Einleseeinheit 115 ist ferner ausgebildet, um die Messwerte an die Ermittlungseinheit 120 auszugeben. Die Ermittlungseinheit 120 ist ausgebildet, um unter Verwendung der Messwerte Amplituden einer ausgewählten Frequenz des Lichtbogensignals zu ermitteln. Beispielsweise entspricht hierbei eine erste Amplitude einem ersten Messwert des ersten Fotovoltaikmoduls 135, eine zweite Amplitude einem zweiten Messwert des zweiten Fotovoltaikmoduls 140, eine dritte Amplitude einem dritten Messwert des dritten Fotovoltaikmoduls 145, eine vierte Amplitude einem vierten Messwert des vierten Fotovoltaikmoduls 150 und eine fünfte Amplitude einem fünften Messwert des fünften Fotovoltaikmoduls 155. Zudem ist die Ermittlungseinheit 120 ausgebildet, um die Amplituden an die Lokalisierungseinheit 125 auszugeben. Die Lokalisierungseinheit 125 ist ausgebildet, um unter Verwendung der Amplituden den Lichtbogen 159 in dem Strompfad 110 zu lokalisieren.
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Die Amplituden können aufgrund eines unterschiedlichen Übertragungsverhaltens der Fotovoltaikmodule 135, 140, 145, 150, 155 voneinander abweichen. Beispielsweise ist die erste Amplitude mit der zweiten Amplitude innerhalb eines vorgegebenen Toleranzbereichs identisch und die zweite Amplitude größer als die dritte Amplitude. Das bedeutet, dass der Lichtbogen 159 je gleich weit von den Fotovoltaikmodulen 135, 140 entfernt ist, wobei das dritte Fotovoltaikmodul 145 weiter von dem Lichtbogen 159 entfernt ist als das zweite Fotovoltaikmodul 140. Dementsprechend wird der Lichtbogen 159 von der Lokalisierungseinheit 125 zwischen dem ersten Fotovoltaikmodul 135 und dem zweiten Fotovoltaikmodul 140 lokalisiert. Gemäß diesem Ausführungsbeispiel ist die Lokalisierungseinheit 125 ausgebildet, um den Lichtbogen 159 ferner als Lichtbogen einer Reihenschaltung zu lokalisieren. Der Lichtbogen 159 ist schematisch in Form eines Blitzes dargestellt.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung ist die Ermittlungseinheit 120 ausgebildet, um die Amplituden ferner unter Verwendung einer Zeit-Frequenz-Transformation aus den Messwerten des Lichtbogensignals zu ermitteln.
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Denkbar ist auch, dass die Ermittlungseinheit 120 einen Schwingkreis aufweist, um die Amplituden zu ermitteln. Optional ist die Ermittlungseinheit 120 ausgebildet, um die Amplituden ferner in Abhängigkeit von einer Güte des Schwingkreises zu ermitteln.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung sind die Fotovoltaikmodule 135, 140, 145, 150, 155 ausgebildet, um je eine Mehrzahl von Messwerten des Lichtbogensignals zu erfassen. Hierbei ist die Ermittlungseinheit 120 ausgebildet, um einen Mittelwert aus der jeweiligen Mehrzahl von Messwerten zu bilden und die Amplituden unter Verwendung dieses Mittelwerts zu ermitteln.
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Alternativ oder zusätzlich ist die Ermittlungseinheit 120 ausgebildet, um die Ermittlung der Amplituden innerhalb eines vorgegebenen Zeitfensters durchzuführen.
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Möglich ist auch, dass die Ermittlungseinheit 120 nicht als externe Komponente, sondern als je in die Fotovoltaikmodule 135, 140, 145, 150, 155 integrierte Komponente realisiert ist.
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In 1 weist die Fotovoltaikanlage 100 ferner einen Lichtbogendetektor 160 („Arc Fault Detector“) sowie einen Wechselrichter 165 als zusätzliche Komponenten des Strompfads 110 auf. Hierbei ist der Lichtbogendetektor 160 beispielhaft zwischen dem Wechselrichter 165 und dem ersten Fotovoltaikmodul 135 angeordnet. Der Wechselrichter 165 ist ausgebildet, um den in dem Strompfad 110 fließenden Gleichstrom in einen Wechselstrom umzurichten und den Wechselstrom in ein Stromnetz einzuspeisen. Der Lichtbogendetektor 160 ist ausgebildet, um den Lichtbogen 159 in dem Strompfad 110 zu detektieren. Optional ist der Lichtbogendetektor 160 ausgebildet, um ansprechend auf eine Detektion des Lichtbogens 159 ein Triggersignal zum Triggern einer Messung des Lichtbogensignals an die Fotovoltaikmodule 135, 140, 145, 150, 155 auszugeben.
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Entsteht ein Störlichtbogen im DC-Teil einer Fotovoltaikanlage, so erzeugt dieser ein charakteristisches Störsignal in Form eines sogenannten Rosa Rauschen („pink noise“; 1/f-Rauschen). Dieses Störsignal breitet sich über Fotovoltaikmodule und -leitungen aus und verändert dabei seine Form. Der Störlichtbogen kann auch als Lichtbogen 159, das Störsignal auch als Lichtbogensignal oder Signal bezeichnet werden.
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Bei dem in 1 gezeigten Ausführungsbeispiel wird eine Messung von Störfrequenzen auf Modulebene durchgeführt. Dies setzt das Vorhandensein von Elektronik auf Solarmodulebene voraus. Es sind am Markt Tendenzen spürbar, die den Einsatz von Modulelektronik in Zukunft wahrscheinlich erscheinen lassen.
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Bei dem anhand von 1 beschriebenen Ansatz wird die Tatsache ausgenutzt, dass ein Fotovoltaikmodul 135, 140, 145, 150, 155 (auch Modul M1, M2, M3, M4, M5 oder kurz Modul genannt) hochfrequente Störsignale dämpft. Entsteht nun der Lichtbogen 159 im Fotovoltaikgenerator (auch Fotovoltaikanlage 100 genannt), so wird ein Störspektrum des Störsignals beim Durchlauf durch die Module entsprechend deren Übertragungsfunktionen gedämpft. Hierbei werden manche Frequenzbereiche stärker gedämpft als andere.
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Jedes Modul ist mit einer Messeinheit vorgesehen, die ausgebildet ist, um einen Strom und/oder eine Spannung des Störsignals zu messen. Hierbei ist eine Strommessung zu empfehlen. Alle Module messen ferner gleichzeitig auf mindestens einer Frequenz und mitteln eine Amplitude dieses Signals über eine gewisse Zeit.
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Es bietet sich an, eine Frequenz auszuwählen, bei der eine Dämpfung der Module möglichst groß ist.
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Je weiter ein Messort von einem Ort des Lichtbogensignals entfernt ist, desto kleiner ist die Amplitude des gemessenen Signals. Somit sollten die Messwerte (Amplituden der Störfrequenz) miteinander verglichen werden, um die höchsten Amplituden zu bestimmen. Diese können nur von benachbarten Modulen gemessen worden sein, zwischen denen sich der Lichtbogen 159 befindet.
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Die vorangehend beschriebene Methode kann mit einer Gleichstrom- und/oder Gleichspannungsmessung auf Modulebene kombiniert werden, um alle möglichen Lichtbogenfälle abzudecken. Die Methode funktioniert dann bei allen Arten von Lichtbögen wie etwa seriellen und parallelen Lichtbögen, Lichtbögen zwischen zwei Strings und Lichtbögen gegen Masse.
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Ferner sollte auf allen Modulen zur selben Zeit gemessen werden. Eine eventuelle Mittelung der Messwerte sollte im selben Zeitfenster geschehen. Dabei wird für die Messung ein Triggerzeitpunkt benötigt, der von den Modulen selbst oder von einer externen Einheit wie beispielsweise dem Lichtbogendetektor 160 („Arc Fault Detector“) generiert wird.
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Dazu ist es nötig, dass die Module miteinander und/oder mit einer externen Einheit kommunizieren. Diese Kommunikation erfolgt beispielsweise drahtlos oder leitungsgebunden. Nachdem die Messungen durchgeführt worden sind, werden die Messergebnisse an eine Auswerteeinheit 105 (auch Vorrichtung 105 genannt) übermittelt. Die Auswerteeinheit 105 ermittelt dann durch Berechnungen und/oder Vergleiche, zwischen welchen Messorten der Lichtbogen 159 brennt.
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Bei einer Systemkonfiguration gemäß 1 und einem beispielhaften Auftrittsort des Lichtbogens 159 zwischen den Fotovoltaikmodulen 135, 140 werden in den Modulen beispielhaft folgende Störgrößen als Messwerte des Lichtbogensignals gemessen und an die Auswerteeinheit 105 weitergegeben. Hierbei wird ferner eine beispielhafte Dämpfung von 50 Prozent in jedem Modul M1, M2, M3, M4, M5 sowie ein maximaler Betrag der Störgröße von 10 angenommen. Die Störgrößen können auch als Messgrößen oder Amplituden bezeichnet werden.
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Die folgende Tabelle zeigt die Störgrößen bei einer festen Frequenz des Lichtbogensignals.
| Modul | M1 | M2 | M3 | M4 | M5 |
| Störgröße | 10 | 10 | 5 | 2,5 | 1,25 |
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Die beiden höchsten Störgrößen werden in den Modulen M1 und M2 erreicht. Das bedeutet, dass der Lichtbogen 159 zwischen den Modulen M1 und M2 aufgetreten ist. Das Verfahren weist somit eine Detektionsgenauigkeit bis auf ein Modul auf.
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Das Verfahren lässt sich gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung auf mehrere parallele Strings erweitern und funktioniert auch bei Lichtbögen zwischen den Strings, wie nachfolgend anhand von 2 beschrieben.
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Gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung werden die Messwerte zum Ermitteln der Amplituden nicht auf Modulebene, sondern an nur einem Messort in dem Strompfad 110 gemessen. Eine Messung erfolgt hierbei beispielsweise in der Nähe des Wechselrichters 165 oder eines MPP-Trackers (Maximum-Power-Point-Tracker; nicht dargestellt).
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Fotovoltaikmodule und deren Verkabelung weisen jeweils ein ganz bestimmtes Übertragungsverhalten auf. Das Übertragungsverhalten kann manche Frequenzbereiche stärker dämpfen als andere. Somit verändert ein Störspektrum, das durch den Lichtbogen 159 erzeugt wird, bei jedem Durchlauf durch eine Systemkomponente seine Form.
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Wird nun in der Nähe des Wechselrichters 165 auf zumindest einer DC-Leitung des Strompfades 110 das Störsignal gemessen, so ist es bei Kenntnis der Übertragungsfunktionen aller Komponenten in dem Fotovoltaiksystem 100 (auch Fotovoltaikanlage 100 genannt) möglich, einen Ort des Lichtbogens 159 zu berechnen.
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In der Praxis findet diese Messung und Berechnung beispielsweise entweder in dem Wechselrichter 165 selbst oder in einer externen Komponente statt. Dabei wird entweder eine Spannung oder ein Strom auf der zumindest einen DC-Leitung gemessen.
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Eventuell braucht nicht das gesamte Störspektrum des Störsignals gemessen zu werden. Es ist auch möglich, sich auf wenige charakteristische Frequenzen zu beschränken.
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2 zeigt eine schematische Darstellung einer Fotovoltaikanlage 100 zur Verwendung mit einer Vorrichtung 105 gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die in 2 gezeigte Fotovoltaikanlage 100 ist im Unterschied zu 1 beispielhaft ohne die Vorrichtung 105 und ohne den Lichtbogendetektor 160 gezeigt. Die Fotovoltaikanlage 100 weist zusätzlich zum String 157 mit den Fotovoltaikmodulen 135, 140, 145, 150, 155 einen weiteren String 200 mit fünf weiteren Fotovoltaikmodulen 205, 210, 215, 220, 225 als weiteren Komponenten des Strompfads 110 auf. Die weiteren Fotovoltaikmodule 205, 210, 215, 220, 225 sind wie die Fotovoltaikmodule 135, 140, 145, 150, 155 in Reihe geschaltet. Hierbei ist der String 157 mit dem weiteren String 200 parallel geschaltet. Zwischen den Strings 157, 200 brennt ein Lichtbogen 230.
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Gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung sind die weiteren Fotovoltaikmodule 205, 210, 215, 220, 225 wie die Fotovoltaikmodule 135, 140, 145, 150, 155 ausgebildet, um jeweils Messwerte des von dem Lichtbogen 230 erzeugten Lichtbogensignals zu erfassen. Die Messwerte werden von der Einleseeinheit eingelesen. Die Ermittlungseinheit verwendet die Messwerte, um entsprechende Amplituden des Lichtbogensignals zu ermitteln. Hierbei ist die Lokalisierungseinheit beispielsweise ausgebildet, um den Lichtbogen 230 unter Verwendung der Amplituden ferner als parallelen Lichtbogen in dem Strompfad 110 zu lokalisieren. Der Lichtbogen 230 tritt zwischen einem ersten Ort des Strings 157 und einem zweiten Ort des weiteren Strings 200 auf, wobei der erste Ort beispielhaft zwischen den Fotovoltaikmodulen 145, 150 und der zweite Ort beispielhaft zwischen den weiteren Fotovoltaikmodul 210, 215 angeordnet ist. Der Lichtbogen 230 ist schematisch in Form eines Blitzes dargestellt.
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3 zeigt eine Darstellung eines Frequenzbereichs 300 eines Lichtbogensignals gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. Die Amplitude ist in Abhängigkeit eines Frequenzbereiches 300 des Lichtbogensignals dargestellt. Die Amplitude und der Frequenzbereich 300 sind hierbei jeweils logarithmisch dargestellt.
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Die Darstellung zeigt vier Kurven. Die vier Kurven repräsentieren unterschiedliche Dämpfungen des Lichtbogensignals gemäß einem jeweiligen Übertragungsverhalten der Fotovoltaikmodule, an denen das Lichtbogensignal gemäß einem der vorangehend beschriebenen Ausführungsbeispiele gemessen wird. Die Kurven resultieren beispielsweise aus einer Zeit-Frequenz-Transformation eines innerhalb eines vorgegebenen Zeitfensters gemessenen Spannungs- oder Stromverlaufs des Lichtbogensignals. Hierbei sind drei der vier Kurven anhand einer Spannung V des Lichtbogensignals und eine der vier Kurven anhand eines Stroms A des Lichtbogensignals ermittelt. Die Kurven fallen mit steigender Frequenz Hz logarithmisch ab. In einem unteren Frequenzbereich, der sich etwa bis zur Hälfte des dargestellten Frequenzbereichs erstreckt, weisen die Kurven einen deutlich voneinander unterscheidbaren Verlauf auf. In einem oberen Frequenzbereich weisen die Kurven einen zunehmend inhomogenen sowie teilweise überlappenden Verlauf auf.
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Ein solches für ein Lichtbogensignal charakteristisches Frequenzspektrum kann auch als Rosa Rauschen oder 1/f-Rauschen bezeichnet werden.
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4 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens 400 zum Lokalisieren eines Lichtbogens gemäß einem Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung. In einem Schritt 405 wird ein Lichtbogensignal eingelesen. Hierbei repräsentiert das Lichtbogensignal einen Spannungsverlauf und/oder einen Stromverlauf in dem Strompfad. In einem weiteren Schritt 410 erfolgt das Ermitteln zumindest einer Amplitude einer ausgewählten Frequenz. Hierbei erfolgt das Ermitteln unter Verwendung des Lichtbogensignals. Schließlich wird in einem Schritt 415 der Lichtbogen in dem Strompfad unter Verwendung der zumindest einen Amplitude lokalisiert.
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Die beschriebenen und in den Figuren gezeigten Ausführungsbeispiele sind nur beispielhaft gewählt. Unterschiedliche Ausführungsbeispiele können vollständig oder in Bezug auf einzelne Merkmale miteinander kombiniert werden. Auch kann ein Ausführungsbeispiel durch Merkmale eines weiteren Ausführungsbeispiels ergänzt werden.
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Ferner können erfindungsgemäße Verfahrensschritte wiederholt sowie in einer anderen als in der beschriebenen Reihenfolge ausgeführt werden.
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Umfasst ein Ausführungsbeispiel eine „und/oder“-Verknüpfung zwischen einem ersten Merkmal und einem zweiten Merkmal, so ist dies so zu lesen, dass das Ausführungsbeispiel gemäß einer Ausführungsform sowohl das erste Merkmal als auch das zweite Merkmal und gemäß einer weiteren Ausführungsform entweder nur das erste Merkmal oder nur das zweite Merkmal aufweist.
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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