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Die vorliegende Erfindung betrifft eine Steuerungseinrichtung sowie -verfahren zum Steuern eines Hybrid-Systems gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1 bzw. des nebengeordneten Anspruchs sowie ein hybrides Energieversorgungssystem mit einer solchen Steuerungseinrichtung. Bei dem Hybrid-System handelt es sich insbesondere um ein System das eine Brennkraftanlage mit zumindest einer Verbrennungsmaschine und zumindest einem darüber angetriebenen Generator, eine Photovoltaikanlage mit einer Vielzahl an Photovoltaikmodulen und/oder weitere regenerative Energiequellen aufweist, wie z. B. ein Diesel-Photovoltaik-Hybrid-System.
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Hintergrund der Erfindung
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Durch Verbrennungsmaschinen betriebene Generatoren, insbesondere Dieselgeneratoren kommen oft dann zum Einsatz, wenn durch ein öffentliches Energieübertragungs- und Energieverteilungsnetz der lokal benötigte Energiebedarf nicht zuverlässig oder nicht ausreichend, z. B. bei häufigen Stromausfällen, oder überhaupt nicht, aufgrund fehlender Netzanbindung, gedeckt werden kann.
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Regenerative Energiequellen, wie z. B. Photovoltaik, Wind, Biomasse, etc., werden in der Regel zur Einspeisung von elektrischer Energie in das öffentliche Energieübertragungs- und Energieverteilungsnetz verwendet.
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Es gibt jedoch auch sogenannte Hybrid-Systeme, in denen Verbrennungskraftmaschinen mit regenerativen Energiequellen gekoppelt werden. Dabei hat sich herausgestellt, dass durch solche Hybrid-Systeme der Kraftstoff- bzw. Dieselverbrauch und die CO2-Emissionen sowie die Netzenergiekosten reduziert werden können.
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Ein wesentliches Problem von regenerativen Energiequellen, insbesondere von Photovoltaik- und Windkraftanlagen, besteht darin, dass deren Ausgangsleistung aufgrund von sich ändernden äußeren Bedingungen sehr oft variiert. Aus
EP 2 584 668 A1 ist eine Steuerung bekannt, welche durch entsprechende Ansteuerung von Wechselrichtern an den Photovoltaikmodulen sich ändernde äußere Bedingungen derart ausregelt, dass das Photovoltaiksystem eine wesentliche konstante Ausgangsleistung bereitstellt. Aus
EP 2 595 267 A2 ist ein Verfahren bekannt, um die Maximalausgangsleistung von jedem einzelnen Wechselrichter einer Photovoltaikanlage zu bestimmen und die Leistungskapazität des Photovoltaiksystems insgesamt zu bestimmen. Aus
WO 2014/203093 A1 ist ebenfalls ein Steuerungssystem von Wechselrichtern bekannt, bei dem die Wechselrichter in zwei Gruppen aufgeteilt werden und etwaige Ausgangsleistungsunterschiede der beiden Gruppen durch entsprechende Ansteuerung ausgeglichen werden. Die zuvor beschriebenen Systeme betreffen jedoch im Wesentlichen eine Optimierung der Photovoltaikanlage alleine, ohne hierbei andere Energiequellen zu berücksichtigen. Darüber hinaus sind diese mit einem öffentlichen Energieübertragungs- und Energieverteilungsnetz gekoppelt.
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Bei Hybrid-Systemen in denen Photovoltaik-Systeme mit Verbrennungsmaschinen gekoppelt und – wenn überhaupt – lediglich temporär mit einem öffentlichen Energieübertragungs- und Energieverteilungsnetz verbunden sind, ist eine sehr präzise und rasche Steuerung der Photovoltaikanlage unabdingbar, welche bei netzgekoppelten Anlagen aufgrund der enormen Größe und Reaktionsträgheit des Energienetzes von eher geringerer Bedeutung ist. Dies gilt insbesondere dann, wenn in einem solchen Hybrid-System Bedarfsspitzen und Leistungsüberkapazitäten nicht mittels Energiespeichersysteme aufgefangen bzw. gepuffert werden können.
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Stand der Technik
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Aus
US 8,378,194 B2 ist ein Steuerungsverfahren eines netzentkoppelten Hybrid-Systems, bei welchen vorzugsweise diejenigen Energiequellen, die keinen Kraftstoff verbrauchen, aktiviert und diejenigen Energiequellen, die Kraftstoff verbrauchen, deaktiviert werden, um den Kraftstoffverbrauch des Hybrid-Systems insgesamt zu minimieren.
EP 2 528 181 A1 beschreibt ein Hybrid-System, bei dem einzelne Subsysteme von Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen aktiviert und deaktiviert werden können.
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Bei den bereits angesprochenen Hybrid-Systemen mit verschiedenen konventionellen und regenerativen Energiequellen werden aufgrund ihrer funktionsbedingten Besonderheiten sehr hohe Anforderungen an die energiequellen-übergreifende Steuerungstechnik und Steuerungsalgorithmen gestellt. Im Gegensatz zu Systemen mit permanenter und zuverlässiger Energieversorgung durch ein öffentliches Energieversorgungsnetz gelten bei Einspeisung elektrischer Energie aus erneuerbaren Energiequellen in netzentkoppelte Systeme mit zusätzlichen konventionellen Verbrennungskraftmaschinen sehr hohe Anforderungen.
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Um einen stabilen Systembetrieb zu ermöglichen, ist es wichtig, immer genügend Reserveleistung (Spinning Reserve) durch die Verbrennungskraftmaschinen und/oder Energiespeicher im System vorzuhalten. Somit können diese Einheiten bei rascher Zunahme der benötigten Energie oder schnellem Absinken der regenerativen Energieerzeugung (z. B. Verschattung durch Wolkenflug bei Photovoltaik-Systemen) zusätzliche Energieversorgungskapazitäten übernehmen. Eine Anpassung der Reserveleistung an die gegenwärtige Bedarfs- und Erzeugungssituation kann durch Starten oder Stoppen von Verbrennungskraftmaschinen und/oder durch Einsatz elektrischer Energiespeicher erreicht werden.
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Senkt sich die Auslastung der Verbrennungskraftmaschinen eines Hybrid-Systems in Zeiten hoher Verfügbarkeit von Energie aus erneuerbaren Energiequellen (z. B. hohe solare Einstrahlung), gilt es darauf zu achten, die Verbrennungskraftmaschinen, z.B. Dieselgeneratoren, nicht unter einer anlagespezifischen minimalen Auslastung zu betreiben. Somit lassen sich ein ineffizienter Betrieb, Verrußung sowie die Einspeisung von Rückleistung in die Verbrennungskraftmaschinen (Reverse Power) vermeiden.
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Zur Entlastung der Verbrennungskraftmaschinen kann ein Teil der im Netz benötigten induktiven oder kapazitiven Blindleistung von den Photovoltaikwechselrichtern bereitgestellt werden.
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Vor diesem Hintergrund besteht die Aufgabe der vorliegenden Erfindung darin, eine Steuerungseinrichtung sowie ein Verfahren zum Regeln eines Hybrid-Systems von Verbrennungsmaschinen und regenerativen Energiequellen bereitzustellen, welches eine Steigerung der Effizienz, des Ertrags sowie die Ausfalltoleranz netzgekoppelter, netzparalleler und/oder netzferner Systeme, in denen Verbrennungskraftmaschinen mit regenerativen Energiequellen (wie Photovoltaik, Wind oder Biomasse) und/oder Energiespeichern gekoppelt sind, ermöglicht.
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Zusammenfassung der Erfindung
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Die der Erfindung zugrunde liegende Aufgabe wird hinsichtlich der Steuerungseinrichtung durch die Merkmale des Anspruchs 1 und hinsichtlich des Verfahrens durch die Merkmale des nebengeordneten Anspruchs gelöst. Vorteilhafte Weiterbildungen sind Gegenstand von Unteransprüchen.
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Die erfindungsgemäße Steuerungseinrichtung ist konfiguriert, um ein Hybridsystem, das eine Brennkraftanlage mit zumindest einer Verbrennungsmaschine, wie z. B. einem Dieselmotor, und zumindest einem darüber angetriebenen Generator sowie eine Photovoltaikanlage mit einer Vielzahl an Photovoltaikmodulen aufweist, zu steuern. Dabei weist die Photovoltaikanlage eine Mehrzahl von Wechselrichtern auf, die jeweils mit zumindest einem Photovoltaikmodul gekoppelt sind. Die Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage, d.h. diejenige Nutzleistung, welche von der Photovoltaikanlage in ein entsprechendes Netz des Hybridsystems eingespeist werden kann, ist durch Steuerung der von den Wechselrichtern jeweils maximal abzugebenden Einzelausgabe-Sollleistungen einstellbar.
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Erfindungsgemäß ermittelt die Steuerungseinrichtung die Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage auf der Grundlage eines momentan an das Hybridsystem gestellten dynamischen Gesamtleistungsbedarfs und einer von der Brennkraftanlage ausgegebenen Istleistung. Bei der von der Brennkraftanlage ausgegebenen Istleistung kann es sich insbesondere um eine beim minimalen Betriebsarbeitspunkt der Brennkraftanlage ausgegebene Leistung handeln. Die ermittelte Gesamtausgabe-Sollleistung wird anteilig auf die Einzelausgabe-Sollleistungen der einzelnen Wechselrichter aufgeteilt. Eine von jedem Wechselrichter ausgegebene Einzelausgabe-Istleistung und das tatsächlich an jedem Wechselrichter verfügbare Leistungspotential werden zyklisch ermittelt und die Einzelausgabe-Sollleistungen der Wechselrichter wird unter Berücksichtigung des tatsächlich an den jeweiligen Wechselrichtern verfügbaren Leistungspotentials individuell oder gruppenweise so angepasst, dass die Summe von Einzelausgaben-Istleistungen der jeweils ermittelten Gesamtausgabe-Sollleistung des Photovoltaiksystems entspricht.
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Auf diese Weise kann eine präzise, rasche und den Ertrag maximierende Anlagensteuerung eines Hybridsystems bestehend aus Verbrennungskraftmaschinen und Photovoltaiksystemen erzielt werden. Dabei wird einerseits sichergestellt, dass die Brennkraftanlage in ihrem optimalen Betriebsbereich und somit sehr effizient und kraftstoffsparend betrieben wird und andererseits Bedarfsschwankungen im Wesentlichen ganz oder größtenteils durch eine entsprechende Ansteuerung der Photovoltaikanlage ausgeglichen werden.
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Durch die Sollwertvorgabensteuerung der Wechselrichter kann sehr rasch auf dynamische Veränderungen im Gesamtsystem eingegangen werden. Darüber hinaus wird durch die individuelle Anpassung der Einzelausgabe-Sollleistungen der Wechselrichter das jeweils momentan an der Photovoltaikanlage vorliegende Leistungspotential optimal ausgeschöpft und es werden äußere Veränderungen wie Sonnenstand oder Verschattung durch Wolkenflug, mechanische oder elektrische Defekte oder sonstige Faktoren, welche Einfluss auf die von den Wechselrichtern abgegebene Leistung haben, berücksichtigt. Auf diese Weise kann trotz Leistungsschwankungen innerhalb der Photovoltaikanlage eine Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage bereitgestellt werden, welche dem jeweils an das Hybridsystem gestellten Gesamtleistungsbedarf abzüglich der von der Brennkraftanlage und etwaiger anderer Energiequellen ausgegebenen Leistungen gerecht wird.
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Zusammenfassend handelt es sich somit um eine Vorrichtung oder ein Verfahren zur dynamischen Optimierung des Ertrags von Photovoltaik-Wechselrichtern in netzgekoppelten und netzfernen Photovoltaik-Diesel-Hybridsystemen durch Modulation einer externen Leistungs-Vorgabe zur Anpassung an das individuelle an den Photovoltaik-Wechselrichtern verfügbaren Leistungspotentials.
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Bei der Einstellung der Einzelausgabe-Sollleistung bzw. die Sollwertvorgabe an jedem Wechselrichter werden somit das jeweils an dem Wechselrichter verfügbare Leistungspotential und der an die Photovoltaikanlage insgesamt gestellte Energiebedarf berücksichtigt, wobei letzterer seinerseits wiederum vom Gesamtleistungsbedarf und der seitens der Brennkraftanlage bereitgestellten Leistung abhängt. Durch das zyklische Ermitteln der von jedem einzelnen Wechselrichter bzw. von einer Gruppe an Wechselrichtern ausgegebenen Istleistung und des jeweils verfügbaren Leistungspotentials kann durch entsprechende Anpassung der Sollwertvorgaben diesen dynamischen Anforderungen gerecht werden. Auf diese Weise kann der Kraftstoffverbrauch und somit auch der CO2-Ausstoß des Hybridsystems insgesamt weiter reduziert werden.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung kann die Brennkraftanlage durch die erfindungsgemäße Steuerungseinrichtung derart angesteuert werden, dass die zumindest eine Verbrennungskraftmaschine im Wesentlichen konstant innerhalb eines optimalen Betriebsbereichs bzw. bei einem minimalen Betriebsarbeitspunkt betrieben wird. Alternativ kann die Brennkraftanlage durch eine andere Steuerungseinrichtung gesteuert werden und kann die erfindungsgemäße Steuerungseinrichtung zur Ermittlung der Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage lediglich die momentane Leistungsabgabe der Brennkraftanlage erhalten oder abgreifen.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung kann die ermittelte Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage einem Leistungsdifferenzbetrag zwischen dem momentan an das Hybridsystem gestellten dynamischen Gesamtleistungsbedarf und der von der Brennkraftanlage minimal bereitzustellenden elektrischen Leistung entsprechen. Auf diese Weise kann die Gesamtausgabe-Sollleistung bzw. globale Sollwertvorgabe auf einfache Weise ermittelt werden.
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Das tatsächlich an einem Wechselrichter verfügbare Leistungspotential kann auf verschiedene Weise bestimmt werden. So könnte an jedem Photovoltaikmodul und/oder an einer Mehrzahl von Photovoltaikmodulen eine Messeinrichtung oder Sensor vorgesehen sein, welche/r die seitens der Photovoltaikmodule erzeugte elektrische Leistung gemessen oder abschätzen kann. Alternativ könnte die über die Sollwertvorgabe induzierte Ausgangsleistungsbegrenzung zum Messen des Potentials kurzzeitig an jeden Wechselrichter nacheinander aufgehoben werden. Erfindungsgemäß kann jedoch das tatsächlich an einem Wechselrichter verfügbare Leistungspotential auf der Grundlage der von dem Wechselrichter ausgegebenen Istleistung abgeschätzt werden. Genauer gesagt kann aus einem Vergleich von Istleistung und Sollleistung das Leistungspotential bestimmt werden. Erreicht beispielsweise ein Wechselrichter seine Sollwertvorgabe, bedeutet dies, dass die am Wechselrichter verfügbare Eingangsleistung mindestens so hoch ist wie die abgegebene Leistung, so dass unter Umständen dieser Wechselrichter auch höhere Leistung ausgeben kann. Andererseits kann in dem Fall, in dem der Wechselrichter seine Sollwertvorgabe nicht erreicht, davon ausgegangen werden, dass das Potential dieses Wechselrichters unterhalb der derzeitigen Sollwertvorgabe liegt.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung erfolgt die Ermittlung und Einstellung der Einzelausgabe-Sollleistungen in einem relativ kurzen Zyklus, vorzugsweise mindestens ein Mal pro Sekunde. Auf diese Weise ist man in der Lage, stets die Istleistung jedes Wechselrichters zu erfassen und die Sollwertvorgabe entsprechend anzupassen, um so einem dynamischen Gesamtleistungsbedarf entsprechen zu können.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung können mehrere Wechselrichter als Wechselrichtergruppen zusammengefasst sein und eine einheitliche Steuerung mit einer einheitlichen Einzelausgabe-Sollleistung für diese Wechselrichter einer Gruppe durchgeführt werden. Gerade bei großen Photovoltaikanlagen gibt es unzählige Wechselrichter, so dass die Steuerung der einzelnen Wechselrichter wesentlich optimiert werden kann, wenn nicht jeder einzelne Wechselrichter alleine, sondern diese gruppenweise angesteuert werden. Darüber hinaus hat sich herausgestellt, dass z. B. durch Wolkenflug bedingte temporäre Leistungsabfälle meist nicht nur einzelne Photovoltaikmodule und Wechselrichter betreffen, sondern größere Gruppen von Photovoltaikmodulen bzw. Wechselrichtern einen verschattungsbedingten Leistungsabfall zeigen. Durch die Clusterung von mehreren örtlich zusammenliegenden Wechselrichtern kann die Rechen- und (Re)Aktionszeit bei der Ermittlung des Leistungspotentials verringert werden. Darüber hinaus kann auch die Anzahl der Kommunikations- und Steuerleitungen erheblich reduziert werden.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung kann die Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage gekappt sein, z.B. auf einen Wert zwischen 50% bis 70% der nominalen Wechselrichtergesamtleistung eingestellt sein. Durch die Beschränkung der globalen Ausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage ergibt sich eine Reserveleistung bzw. ein Leistungspuffer, um so durch Erhöhen der Gesamtausgabe-Sollleistung eine rasche Zunahme im Energiebedarf ausgleichen zu können bzw. durch Erhöhung von Einzelausgabe-Sollleistungen eine heterogene Leistungsabgabe der Wechselrichter ausgleichen zu können, was nicht möglich wäre, wenn die Photovoltaikanlage generell an ihrer oberen Leistungsgrenze gefahren würde.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung kann die Einzelausgabe-Sollleistung aller Wechselrichter zunächst auf eine einheitliche Einzelausgabe-Sollleistung eingestellt werden und, wenn die Einzelausgabe-Istleistung eines oder mehrerer Wechselrichter oder einer oder mehreren Wechselrichtergruppen unterhalb der Einzelausgabe-Sollleistung fällt, die Einzelausgabe-Sollleistung dieser Wechselrichter oder Wechselrichtergruppen abgesenkt werden und die Einzelausgabe-Sollleistung eines oder mehrer anderer Wechselrichter oder Wechselrichtergruppen, deren verfügbaren Leistungspotential über der momentan eingestellten Einzelausgabe-Sollleistung liegt, entsprechend angehoben werden. Durch das Absenken der Sollleistung von Wechselrichtern, die nicht ihr Soll erfüllen, und das gleichzeitige Erhöhen von der Sollleistung derjenigen Wechselrichter, die ihr Soll erfüllen, wird sichergestellt, dass das arithmetische Mittel aller Sollvorgaben der ursprünglich eingestellten Sollvorgabe entspricht. Durch diesen Ausgleich von Sollwerterhöhungen und Sollwertabsenkungen wird sichergestellt, dass selbst bei raschen Leistungszunahmen einzelner Wechselrichter die Gesamtausgabe-Istleistung nicht die Gesamtausgabe-Solleistung übersteigt und dadurch etwa Probleme oder Schäden im Netz entstehen können.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung kann die Erhöhung bzw. die Absenkung der Einzelausgabe-Sollleistung schrittweise erfolgen, insbesondere um jeweils einen vorbestimmten Prozentsatz der nominalen Ausgabeleistung, insbesondere um jeweils 5% bis 15%, vorzugsweise um 10%. Eine Erhöhung um jeweils 10%-Schritte stellt eine in den meisten Anwendungsfällen optimale Sollwertvorgabensteuerung dar, welche einerseits eine möglichst rasche Annäherung an das tatsächliche Leistungspotential der Wechselrichter ermöglicht und andererseits verhindert wird, dass aufgrund eines großen zu Sprungs in der Leistungsvorgabe die Sollleistung das tatsächliche Leistungspotential übersteigt, was zu H. Die optimale Schrittweite kann dabei projektspezifisch ermittelt werden.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung kann, wenn die Einzelausgabe-Istleistung eines Wechselrichters über einen vorbestimmten Zeitraum unverändert unter einem vorbestimmten Wert, insbesondere unter 10% der nominalen Ausgabeleistung liegt, insbesondere wenn die Einzelausgabe-Istleistung eines Wechselrichters Null ist, dessen Einzelausgabe-Sollleistung auf einen konstanten Wert, insbesondere auf Null, herabgesetzt werden. Da ein Wechselrichter mit einer so geringen Ausgabeleistung höchstwahrscheinlich einen Defekt oder eine dauerhafte Beeinträchtigung (permanente Verschattung durch Objekte in der Umgebung, Verunreinigungen der Module, Unterbrechungen und/oder Kurzschlüsse im DC Stromkreise, o.ä.) aufweist, wird durch die Festlegung eines konstanten Werts dieser bei den nächsten Anpassungsschritten nicht mehr berücksichtigt, wodurch Rechenzeit eingespart werden kann.
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Darüber hinaus kann gemäß einem Aspekt der Erfindung bei einem solchen defekten Wechselrichter eine Defektmeldung mit Identifikations- und/oder Ortungsinformation, z. B. auf einem Display der Steuerungseinrichtung, ausgegeben werden, so dass Servicetechniker den Defekt des Photovoltaikmoduls oder des Wechselrichters orten und schnell beheben können.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung kann das Hybridsystem ferner eine Windkraftanlage mit zumindest einer Windturbine und zumindest einen darüber angetriebenen Generator aufweisen, wobei in einem solchen Fall die Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage auf der Grundlage des momentan an das Hybridsystem gestellten dynamischen Gesamtleistungsbedarfs, der von der Brennkraftanlage ausgegebenen Istleistung und einer von der Windkraftanlage ausgegebenen Istleistung ermittelt wird. Insbesondere kann die ermittelte Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage einem Leistungsdifferenzbetrag zwischen dem momentan an das Hybridsystem gestellten dynamischen Gesamtleistungsbedarf und der Summe aus der von der Brennkraftanlage momentan ausgegebenen Istleistung und der von der Windkraftanlage ausgegebenen Istleistung entsprechen. Auf diese Weise können durch die erfindungsgemäße Steuerung der Photovoltaikanlage nicht nur der schwankende Gesamtleistungsbedarf, sondern auch etwaige Ausgabeleistungsschwankungen einer zusätzlich in das Hybridsystem integrierten Windkraftanlage ausgeglichen werden.
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Gemäß einem anderen Aspekt können weitere konventionelle oder regenerative Energiequellen dem Hybridsystem zugewiesen werden, wobei der Dynamikausgleich eines sich ändernden Gesamtleistungsbedarfs stets oder größtenteils über die Photovoltaikanlagensteuerung erfolgt.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung kann das Hybridsystem ferner ein elektrisches Energiespeichersystem mit zumindest einer elektrischen Energiespeichereinheit aufweisen, um darin überschüssige, durch die Photovoltaikanlage und/oder Windkraftanlage erzeugte elektrische Energie zu speichern oder darin gespeicherte elektrische Energie zur Deckung des Gesamtleistungsbedarfs ausgeben. In einem solchen Fall kann die Steuerungseinrichtung bei rascher Zunahme des Gesamtleistungsbedarfs oder bei schnellem Absinken der durch die Photovoltaikanlage und/oder Windkraftanlage abgegebenen Leistung elektrische Leistung dem Bedarf entsprechend aus dem elektrischen Energiespeichersystem einspeisen. Andererseits kann die in dem Energiespeichersystem gespeicherte Energie auch zu Zeiten, z. B. nachts, als ergänzende Energiequelle zu der Brennkraftanlage verwendet werden, wenn seitens der Photovoltaikanlage keine elektrische Energie eingespeist wird.
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Gemäß einem Aspekt der Erfindung kann das Hybridsystem ferner eine Umschalteinrichtung aufweisen, um die Photovoltaikanlage und gegebenenfalls andere Energiequellen, wie eine Windkraftanlage, wahlweise mit der Brennkraftanlage oder mit einem Energieverteilungs- und Energieübertragungsnetz koppeln. In einem solchen Fall kann die Steuerungseinrichtung, falls das momentan verfügbare Leistungspotential der Photovoltaikanlage und/oder der Windkraftanlage und/oder des Energiespeichersystems größer als oder gleich dem Gesamtleistungsbedarf ist, durch Ansteuerung der Umschalteinrichtung die Brennkraftanlage bzw. das Energieverteilungs- und Energieübertragungsnetz vom Hybridsystem komplett entkoppeln.
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In Zeiten, in denen die geforderte Mindestmenge an Reserveleistung im System nicht geben ist, kann die fehlende Reserveleistung aus Kurzzeit-Hochleistungsenergiespeichern entnommen werden, um den stabilen Betrieb zu garantieren. In diesem Fall kann die Steuerungseinrichtung gleichzeitig eine weitere Verbrennungskraftmaschine (weiteres Brennstoffaggregat) automatisch starten und mit dem System synchronisieren, um die verfügbare Reserveleistung im System zu erhöhen und den vorher entladenen Energiespeicher wieder laden. Dadurch erreicht das System eine maximale Wirtschaftlichkeit, da der Energiespeicher die Reserveleistung lediglich kurzzeitig bereitstellen muss, bis eine weitere Verbrennungskraftmaschine durch die Steuerungseinrichtung gestartet wird, ohne dabei die Systemstabilität zu gefährden.
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Ein weiterer Aspekt der Erfindung betrifft ein entsprechendes Verfahren zum Steuern eines Hybrid-Systems, das eine Brennkraftanlage mit zumindest einer Verbrennungsmaschine und zumindest einem darüber angetriebenen Generator und eine Photovoltaikanlage mit einer Vielzahl an Photovoltaikmodulen aufweist, wobei die Photovoltaikanlage ferner eine Vielzahl an Wechselrichtern aufweist, die jeweils mit zumindest einem Photovoltaikmodul gekoppelt sind, und wobei eine Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage durch Steuerung der von den Wechselrichtern jeweils maximal abzugebenden Einzelausgabe-Sollleistung einstellbar ist. Das erfindungsgemäße Verfahren weist folgende Schritte aus: Steuern der Brennkraftanlage, so dass die zumindest eine Verbrennungskraftmaschine im Wesentlich konstant innerhalb eines optimalen Betriebsbereichs betrieben wird; Ermitteln der Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage auf der Grundlage eines momentan an das Hybridsystem gestellten dynamischen Gesamtleistungsbedarfs und einer von der Brennkraftanlage ausgegebenen Istleistung; Aufteilen der ermittelten Gesamtausgabe-Sollleistung der Photovoltaikanlage anteilig auf die Einzelausgabe-Sollleistungen der einzelnen Wechselrichter; Zyklisches Ermitteln der tatsächlich von jedem Wechselrichter ausgegebenen Einzelausgabe-Istleistung und des tatsächlich an jedem Wechselrichter verfügbaren Leistungspotentials; Individuelles oder gruppenweises Anpassen der Einzelausgabe-Sollleistungen der Wechselrichter unter Berücksichtigung des tatsächlich an den jeweiligen Wechselrichtern verfügbaren Leistungspotentials, so dass die Summe von Einzelausgabe-Istleistungen der jeweils ermittelten Gesamtausgabe-Sollleistung des Photovoltaiksystems entspricht.
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Ein zusätzlicher oder gegebenenfalls unabhängig zu beanspruchenden Aspekt der Erfindung betrifft eine Steuerungseinrichtung zum Steuern eines Hybrid-Systems, das eine Brennkraftanlage mit zumindest einer Verbrennungsmaschine und zumindest einem darüber angetriebenen Generator und eine Photovoltaikanlage mit einer Vielzahl an Photovoltaikmodulen und diesen zugeordneten Wechselrichtern aufweist. Die Steuerungseinrichtung kann die Brennkraftanlage und die Photovoltaikanlage derart steuern, dass die Wirkleistung und die Blindleistung der Brennkraftanlage und der Photovoltaikanlage einem von Verbrauchern momentan an das Hybridsystem gestellten Gesamtwirkleistungsbedarf und Gesamtblindleistungsbedarf entsprechen. Dabei kann die Steuerungseinrichtung eine von den Wechselrichtern bereitzustellende Blindleistung und den daraus resultierenden Leistungsfaktor auf der Grundlage des aktuellen Gesamtblindleistungsbedarf sowie des Gesamtleistungsfaktors von den Verbrauchern und der momentan von der Brennkraftanlage bereitgestellten Blindleistung ermitteln und die Wechselrichter entsprechend ansteuern.
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Somit kann zur Entlastung der Verbrennungskraftmaschinen ein Teil der im Netz benötigten induktiven oder kapazitiven Blindleistung von den Wechselrichtern der Photovoltaikanlage bereitgestellt werden. Diese Steuerungseinrichtung bzw. dieses Steuerungsverfahren ermöglicht eine sichere und stabile Energieversorgung auch in Zeiten von hoher Wirkleistungsbereitstellung durch die Wechselrichter, da Dieselgeneratoren bauartbedingt nur einen begrenzten Teil an Blindleistung respektive einen begrenzten Bereich des Leistungsfaktors abdecken können, um eine stabile Energieversorgung zu garantieren.
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Kurze Beschreibung der Zeichnungen
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Die Erfindung wird im Folgenden anhand bevorzugter Ausführungsformen mit Bezug auf beigefügte Zeichnungen beschrieben.
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1 zeigt eine schematische Darstellung eines netzentkoppelten Hybrid-Systems gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung;
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2 zeigt ein Blockdiagramm des Hybrid-Systems gemäß der bevorzugten Ausführungsform der Erfindung; und
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3 zeigt ein Ablaufdiagramm eines Steuerungsverfahrens gemäß der bevorzugten Ausführungsform der Erfindung.
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Beschreibung von bevorzugten Ausführungsformen
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1 zeigt eine schematische Ansicht eines, insbesondere netzentkoppelten, Hybrid-Systems 2 mit einer Brennkraftanlage 4 mit einer Vielzahl an Verbrennungsmaschinen bzw. Dieselmotoren 6, welche damit gekoppelte Generatoren 8 antreiben, sowie einer Photovoltaikanlage 10 mit einer Vielzahl von Photovoltaikmodulen 12. Die Brennkraftanlage 4 und die Photovoltaikanlage 10 sind mit einem gemeinsamen Netz 14 verbunden. An das Netz 14 kann ferner optional noch eine Windkraftanlage 16 (siehe 2) und/oder ein Energieverteilungs- und Energieübertragungsnetz 18 angekoppelt werden.
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Die von der Brennkraftanlage 4, der Photovoltaikanlage 10 und gegebenenfalls durch die Windkraftanlage 16 erzeugte elektrische Energie kann über das Netz 14 Verbrauchern 22, wie z. B. einem oder mehreren Industriebetrieben, ein oder mehreren Häusern oder Hotels, einem Ressort, etc. zugeführt werden.
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Die Steuerung des Hybrid-Systems 2 und damit der von dem Hybrid-System 2 bereitgestellten elektrischen Energie und das Zusammenspiel der einzelnen Subsysteme bzw. Komponenten erfolgt über eine Steuerungseinrichtung 100, welche nachfolgend detailliert mit Bezug auf die 2 beschrieben wird.
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In dem in der 2 dargestellten Blockdiagramm sind neben der Steuerungseinrichtung 100, die Brennkraftanlage 4, die Photovoltaikanlage 10 sowie die Windkraftanlage 16 zu sehen. Darüber hinaus kann optional auch noch ein Energiespeichersystem 26 mit einer Vielzahl von Energiespeichern 28 über eine Leitung 30 mit dem Netz 14 verbunden sein. Das Netz 14 ist mit in der 2 nicht gezeigten Verbrauchern 12 verbunden, welche mit elektrischer Energie, die von den einzelnen Energiequellen im Hybrid-System 2 erzeugt bzw. bereitgestellt werden, versorgt werden.
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Die Brennkraftanlage 4 weist die Verbrennungsmaschinen bzw. Dieselmotoren 6-1 bis 6-n auf, die mit den Generatoren 8-1 bis 8-n verbunden sind, welche die mechanische Energie der Verbrennungsmaschinen 6 in elektrische Energie umwandeln. Die Verbrennungsmaschinen 6 werden durch dezentrale und/oder zentrale Steuereinrichtungen 32 gesteuert, welche über eine Kommunikationsleitung 34 mit der Steuerungseinrichtung 100 verbunden sind und zentral angesteuert werden können. Die in der Brennkraftanlage 4 erzeugte elektrische Energie wird über eine elektrische Leitung 36 in das Netz 14 eingespeist.
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Die Windkraftanlage 16 weist eine Vielzahl an Windrädern bzw. Windturbinen auf, welche mittels damit angetrieben Generatoren 20-1 bis 20-n die Windenergie in elektrische Energie umwandeln können. Die Windturbinen können über eine gemeinsame oder auch einzelne Steuereinrichtungen 38 gesteuert werden, welche ihrerseits über eine Kommunikationsleitung 40 mit der Steuerungseinrichtung 100 verbunden sind und darüber angesteuert werden können. Die in der Windkraftanlage 16 erzeugte elektrische Energie wird über eine Leitung 42 in das Netz 14 eingespeist
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Die Photovoltaikanlage 10 weist eine Vielzahl an Photovoltaikmodulen 12 auf, wobei mehrere Photovoltaikmodule 12 jeweils mit einem Wechselrichter 44 verbunden sind, welcher den durch die Photovoltaikmodule 12 erzeugten Gleichstrom in Wechselstrom umwandelt. Mehrere Wechselrichter 44 sind jeweils in Wechselrichtergruppen 46-1 bis 46-n geclustert. Die Wechselrichter 44 bzw. die Wechselrichtergruppen 46 sind über Kommunikationsleitungen 48-1 bis 48-n (mit der Steuerungseinrichtung 100 verbunden und werden über diese angesteuert. Die einzelnen Wechselrichtergruppen 46 sind jeweils über eine Zwischenleitung 50-1 bis 50-n mit einer Zwischenschiene 52 und von diesen über eine gemeinsame Leitung 54 mit dem Netz 14 verbunden, um den von der Photovoltaikanlage 10 erzeugte elektrische Energie in das Netz 14 einzuspeisen.
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Über Strom-, Spannungs- und Leistungsmessungsleitungen 55, 56, 58-1 bis 58-n und 60 können die entsprechenden Strom-, Spannungs- und Leistungswerte in den Leitungen 36, 42, 50-1 bis 50-n und 54 gemessen werden. Die eingelesenen Werte werden in der Steuerungseinrichtung 100 verarbeitet und zur entsprechenden Steuerung der Brennkraftanlage 4, der Photovoltaikanlage 10 und der Windkraftanlage 16 verwendet.
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Das Hybrid-System 2 weist ferner eine Umschalteinrichtung 62 auf, welche die Brennkraftanlage 4 vom Netz 14 entkoppeln kann und stattdessen das Netz 14 mit einem (öffentlichen) Energieverteilungs- und Energieübertragungsnetz 64 koppeln kann. Die Umschalteinrichtung 62 und das Energieverteilungs- und Energieübertragungsnetz 18 sind jedoch optionale Merkmale der Erfindung. Mittels der Umschalteinrichtung 62 kann elektrische Energie zusätzlich über das Energieverteilungs- und Energieübertragungsnetz in das Netz 14 des Hybrid-Systems 2 eingespeist werden bzw. überschüssige Energie des Hybrid-Systems 2 in das Energieverteilungs- und Energieübertragungsnetz 64 eingespeist werden. Die Umschalteinrichtung 62 kann über eine Kommunikationsleitung 66 von der Steuerungseinheit 100 angesteuert bzw. umgeschaltet werden.
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Im Folgenden wird nun die Funktionsweise des Hybrid-Systems 2 sowie die von der Steuerungseinrichtung 100 durchgeführte Steuerung detailliert beschrieben, wobei zunächst auf eine herkömmliche Steuerung des Hybrid-Systems eingegangen wird.
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In Hybrid-Systemen mit Verbrennungskraftmaschinen und Systemen zur Energiegewinnung aus erneuerbaren Energiequellen werden die abgegebene Schein-, Wirk-, Blindleistungen und/oder der Leistungsfaktor einzelner Einheiten zur Gewinnung von Energie aus regenerativen Energiequellen (z. B. Photovoltaik-Wechselrichtern, Windkraftanlagen) oder von Gruppen solcher Einheiten (z. B. PV-Wechselrichtergruppen) durch externe Sollwert-Vorgaben geregelt. Zur Vereinfachung wir im Folgenden der Begriff „Leistung“ zusammenfassend für Scheinleistung, Wirkleistung, Blindleistung sowie in Leistungsfaktor verwendet.
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Externe Sollwert-Vorgaben zur Steigerung oder Reduzierung der maximal von Photovoltaik-Systemen bzw. Photovoltaikwechselrichtern abzugebenden Leistung werden üblicherweise in Haushalten, großen Photovoltaikparks und/oder wie in Applikationen, in denen Photovoltaik-Systeme mit Verbrennungskraftmaschinen (z. B. Dieselgeneratoren), Windkraftanlagen und/oder Energiespeichern gekoppelt werden, eingesetzt. In den ersten beiden Anwendungsfällen erfolgt die Steuerung der Anlagenleistung durch den Systembetreiber oder einen vom Energieversorgungsunternehmen übermittelten externen Sollwert. In Systemen, in denen Photovoltaik-Systeme mit Verbrennungskraftmaschinen, Energiespeichern und/oder weiteren regenerativen Energiequellen gekoppelt betrieben werden, erfolgt die Berechnung und/oder Übermittlung der Sollwerte-Vorgabe für und an das Photovoltaik-System meist durch eine Steuerungseinheit.
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Bisher wird in Systemen, in denen Photovoltaik-Systeme mit Verbrennungskraftmaschinen und/oder Energiespeichern kombiniert sind, eine Sollwert-Vorgabe zur Reduzierung oder Steigerung der abgegebenen Leistung berechnet und an allen Photovoltaikwechselrichter weitergegeben. Hierbei wird an alle Photovoltaikwechselrichter der gleiche Sollwert übermittelt, ohne Unterschiede im derzeitigen Leistungspotential der Wechselrichter zu berücksichtigen. Tabelle 1
| Ausgabe-Sollleistung (Nennleistung 20kW) | 100% | 70% | 30% | 0% |
| 1 Wechselrichter | 20kW | 14kW | 6kW | 0kW |
| 5 Wechselrichter | 100kW | 70kW | 30kW | 0kW |
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In der Tabelle 1 ist dargestellt, dass bei einem Wechselrichter mit einer Nennleistung von 20 Kilowatt und einer Sollwert-Vorgabe von beispielsweise 70% die maximale einzuspeisende Ausgabe-Sollleistung von einem Wechselrichter 14 kW beträgt und bei einer Sollwert-Vorgabe von 30% 6 kW beträgt. Bei fünf Wechselrichtern ist die maximal einzuspeisende Wirkleistung entsprechend fünffach so hoch.
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In Hybrid-Systemen (mit/ohne Energiespeicher) von Verbrennungskraftmaschinen und Photovoltaik-Systemen mit mehreren Wechselrichtern kann es aufgrund von Verschattung, mechanischen oder elektrischen Defekten, verschiedenen geografischen Ausrichtungen der Photovoltaikmodule, etc. zu Unterschieden in der je Wechselrichtung abgegebenen Ausgangsleistung kommen. Da bisher eine meist zentrale Messung der elektrischen Ausgangsleistung der Photovoltaik-Systeme erfolgt, können zudem Defekte und Ausfälle einzelner Komponenten nur schlecht erkannt und lokalisiert werden.
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Bei der erfindungsgemäßen Steuerungseinrichtung bzw. Steuerungsverfahren erfolgt die Steuerung der maximal vom Wechselrichter abzugebenden Wirkleistung unter Berücksichtigung der tatsächlich an einem Wechselrichter oder an einer Wechselrichtergruppe verfügbaren Leistung. Somit erlaubt die erfindungsgemäße Steuerung, Unterschiede im Leistungspotential der Photovoltaikwechselrichter zu berücksichtigen und die Sollwert-Vorgaben einzelner Wechselrichter und/oder Wechselrichtergruppen dementsprechend anzupassen. In einem Hybrid-System, in dem die Leistungen mehrerer Wechselrichter oder Wechselrichtergruppen durch eine oder mehrere Steuerungseinheiten vorgegeben werden, wird somit eine optimale Ausnutzung der verfügbaren Photovoltaikenergie erreicht. Dies wird erzielt, indem die Steuerungseinrichtung die Gesamtausgabe-Sollleistung bzw. den „globalen Sollwert“ für das gesamte Photovoltaiksystem anteilig – abhängig von der an einzelnen Wechselrichtern oder Wechselrichtergruppen verfügbaren Photovoltaikleistung – an die Wechselrichter weitergibt.
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Die erfindungsgemäße Steuerungseinrichtung unterscheidet im Wesentlichen zwei Auslastungszustände individueller Wechselrichtern und Wechselrichtergruppen:
- 1. Zustand: Der Wechselrichter bzw. die Wechselrichtergruppen erreichen die Sollwert-Vorgabe. Dieser Betriebsstand zeigt, dass die am Wechselrichter verfügbare Eingangsleistung in Form von Gleichstrom mindestens so hoch ist wie die abgegebene Wechselstromleistung (P-Soll ≤ P-Ist)
- 2. Zustand: Der Wechselrichter bzw. die Wechselrichtergruppe erreicht die Sollwert-Vorgabe nicht. Dieser Betriebszustand zeigt, dass die am Wechselrichter verfügbare Eingangsleistung in Form von Gleichstrom unter dem Sollwert für die abzugebende Wechselstromleistung liegt (P-Soll > P-Ist).
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Die Modulation der Sollwert-Vorgabe in der Photovoltaikanlage wird im Folgenden am Beispiel von drei individuellen Wechselrichtern mit einer Nennleistung von 20 kW exemplarisch dargestellt. Tabelle 2
| Stufe 1 | WR1 | WR2 | WR3 | Σ |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 70% | |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 70% | 70% | 70% | |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 14kW | 14kW | 14kW | 42kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 13kW | 5kW | 14kW | 32kW |
| Einspeisepotential (PPV_Pot_e) (kW) | 13kW | 5kW | 18kW | 36kW |
| Leistungspotential (unbekannt) | - | --- | +? | |
| Stufe 2 | WR1 | WR2 | WR3 | Σ |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 70% | |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 70% | 60% (–) | 80% (+) | |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 14kW | 12kW | 16kW | 42kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 13kW | 5kW | 16kW | 34kW |
| Einspeisepotential (PPV_Pot_e) (kW) | 13kW | 5kW | 18kW | 36kW |
| Leistungspotential (unbekannt) | - | --- | +? | |
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Zunächst wurde für die Photovoltaikanlage eine globale Sollwert-Vorgabe (PPV_Soll_g) von 70% der Nennleistung festgelegt. Die individuellen Sollwerte (PPV_Soll_e) der drei Wechselrichter WR1 bis WR3 werden zunächst ebenfalls auf einen Sollwert von 70% eingestellt. Demnach müsste die theoretische je Wechselrichter einzuspeisende Wirk- oder Ausgabeleistung 14 kW sein. Im Betrieb zeigt sich nun, dass die tatsächlich von dem jeweiligen Wechselrichtern WR1 bis WR3 eingespeiste Leistung, zum Beispiel aufgrund von Wolkenflug nicht einheitlich ist. So wird von dem Wechselrichter WR1 anstelle von 14kW lediglich 13kW eingespeist, vom Wechselrichter WR2 anstelle von 14 kW nur 5kW und vom Wechselrichter WR3 die geforderten 14 kW eingespeist. Somit beträgt die tatsächlich von den drei Wechselrichtern eingespeiste Leistung 32 kW und liegt damit deutlich unter der Sollwirkleistung von 42kW. In der Tabelle ist das tatsächliche Einspeisepotential der jeweiligen Wechselrichter angegeben, welche ohne weitere Messsysteme für die Steuerungseinrichtung nicht erkennbar ist. Theoretisch könnte das tatsächliche Einspeisepotential jedes Wechselrichters mittels zusätzlicher Messtechnik und/oder Verfahren ermittelt werden. Erfindungsgemäß wird aber das Einspeisepotential der einzelnen Wechselrichter auch ohne solche zusätzlichen Messtechniken und Verfahren ausgeschöpft, wie im Folgenden dargestellt wird.
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Anhand der tatsächlich von den Wechselrichtern eingespeisten Leistung (PPV_Ist_e) kann abgeleitet werden, dass der Wechselrichter WR3 seine Sollvorgabe erfüllt und unter Umständen auch bei einer höheren individuellen Sollwert-Vorgabe diese erreichen kann („+?“). So wird wie in der unteren Tabelle (Stufe 2) gezeigt die globale Sollwert-Vorgabe für das Gesamtsystem bei 70% beibehalten und die Sollwert-Vorgabe des Wechselrichters WR3 um 10% der nominalen Wechselrichterleistung auf 80% erhöht, während die Sollwert-Vorgabe des Wechselrichters WR2, dessen zuletzt eingespeiste Leistung tatsächlich deutlich unter der Sollvorgabe lag, um entsprechende 10% auf 60% der nominalen Wechselrichterleistung abgesenkt. Vor diesem Hintergrund ergibt sich eine theoretische einzuspeisende Wirk- oder Ausgabeleistung von 14 kW für den Wechselrichter WR1, von 12 kW für den Wechselrichter WR2 und von 16 kW für den Wechselrichter WR3. Bei der nächsten Messung wird festgestellt, dass der Wechselrichter WR1 nach wie vor nicht sein Soll von 14 kW erfüllt, gleiches gilt auch für den Wechselrichter WR2. Jedoch ist die tatsächlich von dem Wechselrichter WR3 eingespeiste Leistung aufgrund der höheren individuelleren Sollwert-Vorgabe auf 16 kW angestiegen, d. h. der Wechselrichter WR3 erfüllt auch die erhöhte individuellere Sollwert-Vorgabe von 16 kW. Aufgrund dieser Umverteilung der Sollwerte der Wechselrichter konnte nun eine Gesamtleistung von 34 kW und somit um eine 2 kW höhere Leistung erzielt werden. Nachdem der Wechselrichter WR3 wiederum seine Sollwert-Vorgabe erfüllt hat, kann in einem weiteren Schritt die Sollwert-Vorgabe des Wechselrichters WR3 um einen weiteren Prozentsatz, z. B. 10%, erhöht werden und im Gegenzug entsprechend die individuellen Sollwerte eines oder mehrerer anderer Wechselrichter entsprechend abgesenkt werden. Dies kann solange durchgeführt werden, bis die tatsächlich von dem Wechselrichter 3 eingespeiste Leistung nicht mehr dem erhöhten Sollwert erfüllt.
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Wird nun diese individuelle Anpassung der Sollwert-Vorgaben der Wechselrichter nicht nur an drei Wechselrichtern, sondern an hunderten oder tausenden von Wechselrichtern einer großen Photovoltaikanlage durchgeführt, ergeben sich immense Ertragssteigerungen.
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Mittels des erfindungsgemäßen Steuerungsverfahrens kann zudem die Toleranz eines solchen Betriebssystems gegenüber Ausfällen und Defekten einzelner Systemkomponenten gesteigert werden. Fällt einer oder mehrere Photovoltaikwechselrichter in einer Photovoltaikanlage aus, liefern die ausgefallenen Teile des Photovoltaiksystems keine oder deutlich weniger Leistung als sie durch den Sollwert vorgegeben ist. Dies wird anhand des folgenden Beispiels beschrieben. Tabelle 3
| Stufe 1 | WR1 | WR2 | WR3 | Σ |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 50% | |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 50% | 50% | 50% | |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 10kW | 10kW | 10kW | 30kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 10kW | 0kW | 10kW | 20kW |
| Einspeisepotential (PPV_Pot_e) (kW) | +? | --- | +? | |
| Leistungspotential (unbekannt) | 13kW | 0kW | 18kW | 31kW |
| Stufe 2 | WR1 | WR2 | WR3 | Σ |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 50% | |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 50% | 40% (–) | 60% (+) | |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 10kW | 8kW | 12kW | 30kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 10kW | 0kW | 12kW | 22kW |
| Einspeisepotential (PPV_Pot_e) (kW) | +? | --- | +? | |
| Leistungspotential (unbekannt) | 13kW | 0kW | 18kW | 31kW |
... (Stufe 3 bis Stufe 5)
| Stufe 6 | WR1 | WR2 | WR3 | Σ |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 50% | |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 60% | 0% (–) | 90% (+) | |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 12kW | 0kW | 18kW | 30kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 12kW | 0kW | 18kW | 30kW |
| Einspeisepotential (PPV_Pot_e) (kW) | +? | --- | +? | |
| Leistungspotential (unbekannt) | 13kW | 0kW | 18kW | 31kW |
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Wie aus der Tabelle 3 erkennbar ist, wurde die globale Sollwert-Vorgabe (PPV_Soll_g) des Photovoltaik-Systems beispielsweise auf 50% eingestellt, so dass jeder Wechselrichter WR1 bis WR3 theoretisch 10 kW (PPV_Soll_e) ausgeben müsste. Tatsächlich erfüllen diese Vorgabe lediglich der Wechselrichter WR1 und der Wechselrichter WR3, während der Wechselrichter WR2 null Kilowatt ausgibt. Da der Wechselrichter WR3 seine Sollwert-Vorgabe erfüllt hat, wird dessen individueller Sollwert um 10% auf 60% der nominalen Wechselrichterleistung erhöht und der individuelle Sollwert des Wechselrichters WR2 entsprechend um 10% auf 40% abgesenkt. Die Sollwert-Vorgabe des Wechselrichters 1 soll nun zunächst einmal unverändert bleiben. Da der Wechselrichter WR3 auch die erhöhte einzuspeisende Wirkleistung von 12 kW tatsächlich liefert, kann dessen individueller Sollwert wiederum um 10% angehoben werden und im Gegenzug der Sollwert des Wechselrichters WR2 entsprechend abgesenkt werden, usw. Gleichzeitig kann auch die Sollwert-Vorgabe des Wechselrichters WR1 erhöht werden, da auch dessen Ist-Leistung der Soll-Leistung entspricht. Einige Zyklen später (Stufe 6) beträgt die individuelle Sollwert-Vorgabe des Wechselrichters WR1 60%, die des Wechselrichters WR2 0% und die des Wechselrichters WR3 90%. Zusammen erfüllen sie durchschnittlich die globale Sollwert-Vorgabe von 50%. Aus der Tabelle 3 ist ferner erkennbar, dass die Wechselrichter WR1 und WR3 jeweils ihre Sollwert-Vorgabe erfüllen und das Photovoltaik-System nach dieser schrittweisen Anpassung insgesamt die geforderten 30 kW ausgibt. Da die Wechselrichter WR1 und WR3 weiterhin ihren Sollwert vollends erfüllen, könnten diese beiden Wechselrichter beispielsweise weiter in ihrer Leistung gesteigert werden, um gegebenenfalls Defizite anderer Wechselrichter auszugleichen. Durch die Messung der jeweils von jedem Wechselrichter bzw. Wechselrichtergruppe eingespeiste Leistung ist es somit möglich, Defekte zu erkennen und zu lokalisieren, so dass durch den Anlagenbetreiber oder Servicetechniker der Defekt auf eine einzelne Wechselrichtergruppe oder einen einzelnen Wechselrichter eingegrenzt werden kann.
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Diese Vorgehensweise bzw. Steuerung ist genauso anwendbar, wenn anstelle von einzelnen Wechselrichtern WR2, WR2 und WR3 die Ausgabe-Sollleistung, die Ausgabe-Istleistung und das Leistungspotential von jeweils mehreren zu Wechselrichtergruppen zusammengefassten Wechselrichtern betrachtet und entsprechend (innerhalb der Gruppe einheitlich) eingestellt werden.
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Die zuvor beschriebene Steuerung des Photovoltaik-Systems wurde vereinfacht anhand von Beispielen beschrieben, bei denen die globale Sollwert-Vorgabe des Photovoltaik-Systems unverändert bleibt und lediglich die einzelnen Wechselrichter bzw. Wechselrichtergruppen individuell angesteuert werden.
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Dies ist jedoch in einem Hybrid-System gemäß der vorliegenden Erfindung nicht der Fall. Gerade bei einem netzfernen Hybrid-System unterliegt der Energiebedarf großen Schwankungen, die erzeugungsseitig bedient werden müssen. Insbesondere bei einem Photovoltaik-Diesel-Hybrid-System müssen die jeweiligen Energiequellen entsprechend dem Energiebedarf angepasst werden. Jedoch ist es wünschenswert, gerade die fossilen Brennstoffe verbrauchenden Verbrennungskraftmaschinen so effizient wie möglich zu betreiben. Dieselmotoren haben einen sehr engen optimalen Betriebsbereich. Daraus resultiert ein minimaler Generatorarbeitspunkt (z.B. 30% der Volllast), der nicht unterschritten werden sollte. Da der aktuelle Betriebspunkt aus der Differenz des aktuellen Gesamtleistungsbedarfs (PBedarf) an das Hybridsystem 2 und der von der Photovoltaikanlage 10 aktuell eingespeisten elektrischen Leistung resultiert, wird mittels der erfindungsgemäßen Steuerungseinheit 100 die Photovoltaikanlage 10 derart angesteuert, dass die Verbrennungskraftmaschinen bzw. Dieselmotoren 6 den minimalen Generatorarbeitspunkt (PMK) nicht unterschreiten. Die Bedarfsschwankungen (PBedarf) des Gesamtsystems werden durch entsprechende Steuerung der Photovoltaikanlage 10 ausgeglichen. Vor diesem Hintergrund wird bei der vorliegenden Erfindung die Photovoltaikanlage 10 durch die Steuereinrichtung 100 so gesteuert bzw. geregelt, dass das die Photovoltaikanlage 10 maximal einen Leistungsdifferenzbetrag ΔP zwischen dem Gesamtleistungsbedarf (PBedarf) und dem minimalen Generatorarbeitspunkt PMK der Brennkraftanlage 4 einspeisen kann. PBedarf – PMK = ΔP (1) Σ(PPV_Soll_e) = PPV_Soll_g ==> ΔP (2)
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Diese dynamisch angepasste Leistungsabgabe der Photovoltaikanlage 10 wird durch entsprechendes Erhöhen und Reduzieren der globalen Sollwert-Vorgabe (PPV_Soll_g) der Photovoltaikanlage 10 zum einen und durch entsprechende Anpassung der individuellen Sollwert-Vorgaben (PPV_Soll_e) entsprechend des jeweiligen Leistungspotentials erreicht. Da die Steuerungseinrichtung 100 aufgrund der zyklischen Messung der von den jeweiligen Wechselrichtern 44 bzw. Wechselrichtergruppen 46 tatsächlich ausgegebenen Ausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) kennt, kann auf diese Weise bei einer geforderten Erhöhung der globalen Sollwert-Vorgabe die individuellen Sollwerte derjenigen Wechselrichtern 44 und Wechselrichtergruppen 46 erhöht werden, welche momentan ihren Ist-Wert erreichen (PPV_Ist_e = PPV_Soll_g), wohin gehend die Sollwert-Vorgaben von Wechselrichtern 44, welche momentan nicht ihre Sollwert-Vorgabe erreichen (PPV_Ist_e < PPV_Soll_g), auf der momentanen Sollwert-Vorgabe belassen werden bzw. deren Sollwert abgesenkt wird.
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Dieses Steuerungsverfahren ist auch nochmals in dem Ablaufdiagramm der 3 dargestellt.
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Vor diesem Hintergrund kann die Photovoltaikanlage 10 sehr schnell sich dem geänderten Gesamtbedarf (PBedarf) anpassen, so dass durch die erfindungsgemäße Steuerungseinrichtung 100 ein sehr dynamisches System zur Bereitstellung von elektrischer Leistung bereitgestellt wird, welches auch ohne Energiespeichersysteme 26 auskommen kann. Nichts desto trotz können solche Energiespeichersysteme 26, wie sie in der 2 dargestellt sind, optional vorgesehen sein, um z. B. mittels der Photovoltaikanlage 10 tagsüber erzeugte elektrische Energie zwischenspeichern zu können und mit dieser Energie die durch die Brennkraftanlage 6 nachts bereit gestellte Energie zu ergänzen bzw. der Kraftstoffverbrauch zu reduzieren. Gleiches gilt für die Windkraftanlage 16, welche als zusätzliche Energiequelle dem Hybrid-System 2 angekoppelt sein kann. Da eine dynamische Anpassung der jeweils von der Windkraftanlage 16 bereit gestellten elektrischen Energie einerseits träger und andererseits auch nicht ohne energetischen Aufwand erfolgt, lässt sich über die Photovoltaikanlage 10 auch Schwankungen in der Windkraftanlage 16 neben den Gesamtbedarfsschwankungen dynamisch ausgleichen.
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Aufgrund der für Hybridsysteme typischen ständigen Änderung des Gesamtleistungsbedarfs (PBedarf) industrieller, kommerzieller, öffentlicher und/oder privater Lasten, gilt es den globalen Leistungssollwert (PPV_Soll_g) der Photovoltaik-Wechselrichter 44 unter Berücksichtigung des minimalen Arbeitspunktes (PMK) des zumindest einen Generators 8 und der zumindest einen Verbrennungsmaschine 6 zyklisch neu zu berechnen. Folglich gilt es, die dynamische Optimierung des Sollwertes (PPV_Soll_e) einzelner Wechselrichter 44 und/oder Wechselrichtergruppen 46 an die sich dynamisch in jedem globalen Mess- und Kalkulationszyklus ergebenden Änderungen des globalen Leistungs-Sollwertes (PPV_Soll_g) der Photovoltaikanlage 10 anzupassen.
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Dies kann dadurch erzielt werden, dass man die Dauer des globalen Mess- und Kalkulationszyklus zur Bestimmung des globalen Leistungs-Sollwertes (PPV_Soll_g) der Photovoltaikanlage 10 in einem projektspezifisch zu definierenden Maße der Zyklendauer des Algorithmus zur dynamischen Leistungsoptimierung überordnet. So könnte in einem System beispielsweise die Dauer des globalen Zyklus, in dem anhand des aktuellen Leistungsbedarfs (PBedarf) sowie des minimalen Arbeitspunktes des Brennkraft-Generator-Systems (PMK) der globale Leistungs-Sollwert (PPV_Soll_g) der Photovoltaikanlage 10 berechnet wird, bei zwei Sekunden und das Zyklenintervall der dynamischen Leistungsoptimierung einzelner Wechselrichter 44 und/oder Wechselrichtergruppen 46 im System bei 500 Millisekunden liegen. Folglich könnte in diesem Beispiel eine viermalige Neuberechnung – allgemein gesprochen durch ein projektspezifisches optimales Verhältnis zwischen den beiden Zyklenintervallen – des lokalen Leistungs-Sollwerts (PPV_Soll_e) der Wechselrichter 44 durch die dynamische Leistungsoptimierung zu einer deutlichen Erhöhung des Energieertrags eines Hybrid-Systems 2 mit zumindest einer Verbrennungsmaschine 6, zumindest einem Generator 8 und einer Mehrzahl von Photovoltaik-Wechselrichtern 44 führen.
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Generell kann eine Vielzahl von Algorithmen und Strategien zur Neuberechnung der lokalen Sollwerte (PPV_Soll_e) der Wechselrichter 44 und/oder Wechselrichtergruppen 46 nach Änderung des globalen Leistungs-Sollwertes (PPV_Soll_g) der Photovoltaikanlage 10 angewendet werden.
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Prinzipiell kann man die klassische Herangehensweise (Option 1) bei der Übermittlung eines globalen Leistungs-Sollwertes (PPV_Soll_g) für die Photovoltaikanlage
10 an einzelne Wechselrichter
44 oder Wechselrichtergruppen
46 von zwei prinzipiell unterschiedlichen Ausrichtungen bei der Berechnung eines lokalen Sollwertes aus dem globalen Sollwert unterscheiden (Option 2 und Option 3). Tabelle 4
| | An die Wechselrichter weitergegebener prozentualer Leistungs-Sollwert |
| | Start der Betrachtung (t = 0) | Beginn des nächsten globalen Berechnungsschrittes (t = 1) |
| | | Option 1 | Option 2 | Option 3 |
| Globaler Sollwert | 40 % | 80 % |
| WR 1 | 30 % | 80 % | 80 % | 60 % |
| WR 2 | 40 % | 80 % | 80 % | 80 % |
| WR 3 | 50 % | 80 % | 80 % | 100 % |
| Arithmetisches Mittel: | 40 % | 80 % | 80 % | 80 % |
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Option 1: Klassische Herangehensweise
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Der globale Leistungs-Sollwert (PPV_Soll_g) für die Photovoltaikanlage 10 wird für die Dauer eines globalen Berechnungszyklus konstant und unmoduliert an einzelne Wechselrichter WR1, WR2, WR3 etc. oder Wechselrichtergruppen 46 weitergegeben. Hier findet keine Leistungsoptimierung durch eine dynamische Anpassung des Leistungs-Sollwertes (PPV_Soll_e) einzelner Wechselrichter 44 oder Wechselrichtergruppen 46 statt.
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Option 2: Zyklische & direkte Übernahme des globalen Sollwerts mit dynamischer Leistungsoptimierung
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Bei Beginn eines jeden globalen Sollwert-Zyklus wird der Sollwert (PPV_Soll_e) der einzelnen Wechselrichter WR1, WR2, WR3 etc. und/oder Wechselrichtergruppen 46 dem globalen Sollwert (PPV_Soll_g) angeglichen und in den darauffolgenden lokalen Zyklen dynamisch optimiert, wobei der lokale Sollwert (PPV_Soll_e) bei der nächsten globalen Sollwertänderung wieder dem globalen Sollwert (PPV_Soll_g) angepasst wird.
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Option 3: Zyklische Übernahme der relativen Änderung des globalen Sollwerts mit dynamischer Leistungsoptimierung
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Bei Beginn eines jeden globalen Sollwert-Zyklus wird der Sollwert (PPV_Soll_e) der einzelnen Wechselrichter WR1, WR2, WR3 etc. und/oder Wechselrichtergruppen 46 dem globalen Sollwert (PPV_Soll_g) in der Form angeglichen, dass sich der neue lokale Sollwert (PPV_Soll_e) zu Beginn eines globalen Berechnungszyklus anteilig aus der relativen Änderung zwischen dem vorherigem (PPV_Soll_g_alt) und dem neuem globalen Sollwert (PPV_Soll_g_neu) ergibt.
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Nachfolgende Tabellen zeigen eine exemplarische Übersicht der drei Möglichkeiten (Option 1 bis 3) zur Umsetzung des globalen Sollwertes auf Wechselrichterebene mit drei Wechselrichtern WR1, WR2 und WR3 zum Start einer Betrachtung zum Zeitpunkt t = 0 bei dem die Wechselrichter einen globalen Sollwert (PPV_Soll_g) von 40% mittels dynamisch adaptierter lokaler Sollwertvorgaben von 30%, 40% und 50% umsetzen.
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Findet zum darauffolgenden Zeitpunkt t = 1 eine Erhöhung des globalen Leistungs-Sollwertes von 40% auf 80% statt, erfolgt abhängig vom projektspezifisch gewählten Betriebsmodus eine unterschiedliche Umsetzung der zyklisch neu berechneten lokalen Sollwertvorgabe. Tabelle 5:
| Option 1
ohne dynamische Anpassung | WR1 | WR2 | WR3 | Σ |
| Start der Betrachtung (t=0) |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 40% | 40% |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 40% | 40% |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 8kW | 8kW | 8kW | 24kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 6kW | 8kW | 8kW | 22kW |
| Beginn des nächsten globalen Berechnungsschritts (t = 1) |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 80% | 80% |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 80% | 80% |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 16kW | 16kW | 16kW | 48kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 6kW | 12kW | 16kW | 34kW |
| Option 2
mit nachträglicher dynamischen Anpassung | WR1 | WR2 | WR3 | Σ |
| Start der Betrachtung (t = 0) |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 40% | 40% |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 30% | 40% | 50% | 40% |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 6kW | 8kW | 10kW | 24kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 6kW | 8kW | 10kW | 24kW |
| Beginn des nächsten globalen Berechnungsschritts (t = 1) |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 80% | 80% |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 80% | 80% | 80% | 80% |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 16kW | 16kW | 16kW | 48kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 6kW | 12kW | 16kW | 34kW |
| Option 3
mit sofortiger relativen dynamischen Anpassung | WR1 | WR2 | WR3 | Σ |
| Start der Betrachtung (t = 0) |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 40% | 40% |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 30% | 40% | 50% | 40% |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 6kW | 8kW | 10kW | 24kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 6kW | 8kW | 10kW | 24kW |
| Beginn des nächsten globalen Berechnungsschritts (t = 1) |
| Gesamtausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_g) (%) | 80% | 80% |
| Einzelausgabe-Sollleistung (PPV_Soll_e) (%) | 60% | 80% | 100% | 80% |
| Einzelausgabe-Solleistung (PPV_Soll_e) (kW) | 12kW | 16kW | 20kW | 48kW |
| Einzelausgabe-Istleistung (PPV_Ist_e) (kW) | 6kW | 12kW | 20kW | 38kW |
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Da die klassische Option 1 keine dynamische Modulation des globalen Sollwertes (PPV_Soll_g) auf Ebene der lokalen Sollwert-Vorgaben (PPV_Soll_e) vorsieht, entsprechen die an die Wechselrichter übermittelten Sollwerte (PPV_Soll_e) für die gesamte Dauer des Anlagenbetriebs dem globalen Sollwert (PPV_Soll_g).
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Betrachtet man Option 2 direkt nach Änderung des globalen Sollwertes (PPV_Soll_g), so gleichen die an die Wechselrichter übermittelten Sollwert-Vorgaben (PPV_Soll_e) dem globalen Sollwert (PPV_Soll_g). Durch die aktive dynamische Leistungs-Optimierung, welche im darauffolgenden untergeordneten (lokalen) Berechnungszyklus einsetzt, erfolgt jedoch eine Anpassung der Leistungs-Sollwerte (PPV_Soll_e) einzelner Wechselrichter WR1, WR2, WR3, etc. und/oder Wechselrichtergruppen 46 entsprechend dem an den Wechselrichtern verfügbaren Leistungspotential.
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In einem an Option 3 angelehnten Steuerungsmodell findet direkt nach Anpassung der globalen Sollwert-Vorgabe (PPV_Soll_g) für die von den Wechselrichtern abzugebende elektrische Leistung eine unmittelbare Anpassung der lokalen Sollwerte (PPV_Soll_e) gemäß dem Verhältnis (x) zwischen bisherigem globalen Sollwert (PPV_Soll_g_alt) und nun aktuellem globalen Sollwert (PPV_Soll_g_neu) statt.
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Im Beispiel führt die Verdoppelung des globalen Sollwertes (PPV_Soll_g) somit auch zu einer Verdoppelung der lokalen Sollwerte (PPV_Soll_e), welche an einzelne Wechselrichter WR1, WR2, WR3, etc. und/oder Wechselrichtergruppen 46 weitergegeben wird, indem beispielsweise die lokalen Sollwert von 30% auf 60%, von 40% auf 80% und von 50% auf 100% erhöht werden. Nach Umsetzung dieser Anpassung erfolgt das Einsetzen der dynamischen Leistungsoptimierung durch die potentialabhängige Leistungsoptimierung der Wechselrichter und Wechselrichtergruppen der Photovoltaikanlage 10. Hierbei gilt es jedoch zu beachten, dass Wechselrichter WR1, WR2, WR3, etc. maximal einen Sollwert von 100% als Leistungsvorgabe (PPV_Soll_e) akzeptieren, weshalb es bei einer theoretischen Überschreitung dieses Wertes für einen lokalen Sollwert eines Wechselrichters WR1 zu beachten gilt, die Differenz an Prozentpunkten, welche der berechnete Sollwert (PPV_Soll_WR1) über 100% liegt, auf die Sollwert-Vorgaben (PPV_Soll_WR2, PPV_Soll_WR3, etc.) anderer Wechselrichter WR2, WR3, etc im System 10 zu verteilen.
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Allgemein gilt, dass die Art der Weitergabe des globalen Sollwertes (PPV_Soll_g) im System projektspezifisch variiert, um den höchsten Energieertrag zu erzielen.
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Ferner kann zur Entlastung der Verbrennungskraftmaschinen ein Teil der im Netz benötigten induktiven oder kapazitiven Blindleistung von den Photovoltaikwechselrichtern bereitgestellt werden. Dabei ermittelt die Steuerungseinrichtung 100 den aktuellen Blindleistungsbedarf Q (z.B. 310 kvar) sowie den Leistungsfaktor PF (0,85) der aktuellen Verbraucher und die aktuelle Bereitstellung von Blindleistung Q der aktuell betriebenen Dieselgeneratoren. Um die angeforderte Blindleistungsanforderung Q durch die Verbraucher zu erfüllen und dabei den sicheren Betrieb der Dieselgeneratoren zu garantieren, errechnet die Steuerungseinrichtung 100 die von den Wechselrichtern dynamisch bereitzustellende Blindleistung Q (190kvar) und den resultierenden Leistungsfaktor PF (0,85) und übermittelt diesen an die Wechselrichter. Dieses Verfahren ermöglicht eine sichere und stabile Energieversorgung auch in Zeiten von hoher Wirkleistungsbereitstellung durch die Wechselrichter, da Dieselgeneratoren bauartbedingt nur einen begrenzten Teil an Blindleistung respektive einen begrenzten Bereich des Leistungsfaktors abdecken können, um eine stabile Energieversorgung zu garantieren.
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In den folgenden Tabellen sind jeweils die Wirkleistung P, die Blindleistung Q, die Scheinleistung S und der Leistungsfaktor PF für die Verbraucher, die Wechselrichter der Photovoltaikanlage und der Dieselgeneratoren mit und ohne Blindleistungsregelung und Wirkleistungseinspeisung durch die Photovoltaikanlage dargestellt.
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Beispiel:
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(1) Hybridsystem ohne Einspeisung von Leistung durch die Photovoltaikanlage
| | P | Q | S | PF |
| Verbraucher | 500 kW | 310 kvar | 588 kVA | 0,85 |
| Wechselrichter | 0 kW | 0 kvar | 0 kVA | - |
| Diesel Generator | 500 kW | 310 kvar | 588 kVA | 0,85 |
(2) Hybridsystem mit reiner Wirkleistungseinspeisung durch die Photovoltaikanlage ohne Blindleistungsregelung-Instabiler Betrieb des Dieselgenerators
| | P | Q | S | PF |
| Verbraucher | 500 kW | 310 kvar | 588 kVA | 0,85 |
| Wechselrichter | 300 kW | 0 kvar | 300 kVA | 1,00 |
| Diesel Generator | 200 kW | 310 kvar | 370 kVA | 0,54 |
(3) Hybridsystem mit Wirkleistungseinspeisung durch die Photovoltaikanlage und Blindleistungsregelung-stabiler Betrieb des Dieselgenerators
| | P | Q | S | PF |
| Verbraucher | 500 kW | 310 kvar | 588 kVA | 0,85 |
| Wechselrichter | 300 kW | 190 kvar | 355 kVA | 0,85 |
| Diesel Generator | 200 kW | 120 kvar | 233 kVA | 0,85 |
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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- EP 2584668 A1 [0005]
- EP 2595267 A2 [0005]
- WO 2014/203093 A1 [0005]
- US 8378194 B2 [0007]
- EP 2528181 A1 [0007]
