EP2601534A2 - Erfassung einer möglich gewesenen, aber nicht tatsächlich eingespeisten einspeiseenergiemenge einer photovoltaikanlage - Google Patents

Erfassung einer möglich gewesenen, aber nicht tatsächlich eingespeisten einspeiseenergiemenge einer photovoltaikanlage

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Publication number
EP2601534A2
EP2601534A2 EP11752505.5A EP11752505A EP2601534A2 EP 2601534 A2 EP2601534 A2 EP 2601534A2 EP 11752505 A EP11752505 A EP 11752505A EP 2601534 A2 EP2601534 A2 EP 2601534A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
power
inverter
period
energy
feed
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP11752505.5A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Björn MAGNUSSEN
Jens Klein
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
SMA Solar Technology AG
Original Assignee
SMA Solar Technology AG
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Filing date
Publication date
Application filed by SMA Solar Technology AG filed Critical SMA Solar Technology AG
Publication of EP2601534A2 publication Critical patent/EP2601534A2/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
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    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the invention relates to a method for detecting a potential energy supply quantity of a photovoltaic system which was potentially possible in a period of time, but which is actually not fed in, having the features of the preamble of independent claim 1.
  • the photovoltaic generators of the photovoltaic system can be strings of series-connected or parallel-connected solar cells, which in turn can have parallel or series-connected substrings.
  • the potential amount of feed-in energy of a photovoltaic system that was potentially possible in a certain period of time but is actually not fed in can be of great interest for a variety of reasons. This includes determining whether it would be worthwhile to eliminate an inherent restriction on feed-in power by investing, for example, in a more powerful inverter or larger backup battery. It is not uncommon for photovoltaic systems, for example, to design the inverter or inverters not for the maximum power of the connected photovoltaic generators but for an underlying power. By recording the maximum amount of feed-in energy of the photovoltaic system that is possible without this undersizing, it is possible to check whether a larger-dimensioned inverter would not make sense.
  • the potentially possible feed-in energy amount may be one that could not be fed by the photovoltaic system as it is because of the dimensioning of its inverter. This is an exception.
  • the new procedure is concerned with the maximum possible amount of feed-in energy over a certain period of time with the photovoltaic system as it is to capture.
  • This feed-in amount of energy is also of interest, for example, if the amount of energy actually fed in is lower than the potentially possible feed-in energy due to a requirement of a grid operator and the grid operator has to remunerate the maximum possible feed-in energy of the photovoltaic system under these circumstances if they are proved to him can.
  • a method for generating an indication of an operating state of a photovoltaic generator includes reception operating state signals including an irradiance signal representative of the electromagnetic radiation received by the photovoltaic generator and an age signal representing the age of the photovoltaic generator.
  • the method also includes receiving a power signal representing the actual output power of the photovoltaic generator and generating a power estimate in response to the operating condition signals and irradiance and age adjustment factors.
  • the power estimate represents an expected output power of the photovoltaic generator, and the adjustment factors serve to adjust the irradiance signal or the age signal.
  • the method further includes causing the generation of a warning signal in response to a deviation of the power signal from the power estimate.
  • FR 2 923 653 A1 an operating method for a photovoltaic system is known which has a plurality of photovoltaic generators which can be interconnected differently. For the different interconnections of the photovoltaic generators, the generated electrical power is detected. Then the interconnection is selected where the photovoltaic system supplies the maximum electrical power.
  • the invention has for its object to provide a method with the features of the preamble of the independent claim 1, which during the operation of a photovoltaic system, in particular during the feeding of electrical energy from the photovoltaic generators, without additional hardware expenditure is feasible.
  • the photovoltaic system is in the period to the AC mains operated in a coupled manner, wherein the inverter or inverters are operated differently in the period and wherein in the period of time no energy is fed or a supply of energy compared to the potential amount of feed energy is reduced, the amount of fed-in energy is fed.
  • Operating data of the inverter (s) detected during this different operation is then used to determine the amount of feed-in energy potentially possible in the period.
  • this difference in operating points in one inverter can relate to different part-time periods of the period, while it can refer to several different operating points at the same time in the case of several inverters. Combinations of these two aspects of diversity are also possible.
  • the diversity of the operating points on the one hand allows feeding in a reduced amount of feed-in energy in the period of time compared with the potentially possible amount of feed-in energy on the other hand, to record the amount of this potential amount of feed-in energy that was potentially possible in the period or even its difference to the reduced, actually injected feed-in energy quantity (which is equivalent).
  • the amount of the potential amount of feed-in energy that is potentially possible during the period is recorded in the current, d. H. grid-connected operation of the photovoltaic system, in which at least one inverter is connected to the AC mains, even if in the period no supply energy quantity is fed.
  • At least one inverter can be operated differently in different part-time periods of the period.
  • the one inverter in the different part-time periods can be controlled so differently that it scans a voltage-power characteristic or, which is basically synonymous, a voltage-current characteristic of the connected photovoltaic generators to a mean operating point locally.
  • a range of the respective characteristic curve is detected, and from this information can be selected from the recorded or modeled for the respective photovoltaic system at earlier times characteristics appropriate to this from the current maximum possible feed power and as its integral in the maximum time in the period Derive supply energy quantity.
  • the one inverter can be controlled so differently in the different periods of time that it takes the photovoltaic generators a same electrical power at two different operating points with different voltages across the connected photovoltaic generators and fed into the exchange ström network.
  • the underlying voltage-power characteristic at two points which are the two operating points, detected and selected from the number of possible characteristics.
  • the two above-mentioned embodiments of the new method can also be combined by the one inverter is so differently controlled in the different periods of time, that he a voltage-power characteristic of the connected photovoltaic generators to both different operating points locally scans. As a result, the selectivity with respect to the actual characteristic of the photovoltaic system is significantly increased.
  • the one inverter can also be controlled differently in the different part-time periods so that it feeds different electrical powers whose integral over the period equal to the reduced amount of energy in the period and which include a maximum possible feed power. That is, the inverter can go through the operating point with maximum generator power within the period to measure this with respect to the maximum possible feed power, but this only temporarily. In other subperiods, it can be controlled to compensate so that it feeds a smaller than the reduced feed-in power, so that its average feed-in power corresponds to the reduced feed-in power.
  • the inverter can also be controlled differently in the different part-time periods such that it shaves off at least one subarea of a voltage-power characteristic of the connected photovoltaic generators in which there is an operating point with a maximum possible generator power.
  • the voltage-power characteristic and in particular its point of maximum possible generator power can be extrapolated from the interpolation points determined in this way.
  • the point of maximally possible generator power does not have to be hit directly, ie H. be measured.
  • the scanned partial area in which the operating point lies with the maximum possible generator power can be a subarea of the voltage-power characteristic between two operating points at which the photovoltaic generators provide a reduced electric power at different voltages compared to the maximum possible generator power.
  • the inverter then alternates continuously or intermittently between these two operating points, and in each of these jumps, the sub-range of interest of the voltage-power characteristic including the working point therein is run over with the maximum possible generator power.
  • the one inverter can also be controlled differently in the different part-time periods so that it takes different electrical power from the photovoltaic generators connected to it, but still feeds a constant electrical power into the AC grid.
  • This can be z. B. be realized in that the difference between the different electrical powers and the constant electric power, for example, stored in a buffer capacitor of the inverter and / or converted into another form of energy.
  • the intermediate Storage and / or conversion to another form of energy may also include at least one of the following steps:
  • Photovoltaic generators for the purpose of conversion into heat eg. B. in a Verkablung the photovoltaic generators and / or in the photovoltaic generators themselves, and / or purpose
  • Amplitude is to be kept sufficiently small to comply with EMC limits and the like, which can be achieved by injection over a feed-in period which is substantially longer than the period for which the maximum possible amount of feed energy is determined, and
  • the different electrical powers in the different part-time periods repeatedly include the maximum possible feed-in power in the period of time, ie. that is, the maximum generator power operating point in the period is sampled or scanned not once but several times to detect variations in this operating point for longer periods of time.
  • the different electrical powers may periodically detect the maximum possible feed-in power in the period. Even with this acquisition, the maximum possible feed-in power with the recorded measured values need not be taken exactly. It is sufficient if it can be extrapolated on the basis of measured values recorded in its vicinity.
  • At least one inverter can be operated at maximum possible feed-in power while operating at least one other inverter with less than its maximum possible feed-in power to ensure the reduced feed-in energy over the time period.
  • the measured values for the feed-in power of the at least one inverter are then used to deduce the amount of feed-in energy that was potentially possible during the period.
  • at least one of the inverters may be at least temporarily shut down during the period, or even take power from the AC mains and convert it to other forms of energy to ensure the reduced feed-in energy over the period of time.
  • the individual inverters are not in We.
  • the feed-in energy of an inverter in normal operation with maximum possible feed-in power up to efficiency-related losses of the inverter can correspond to a maximum possible generator power integrated over the period of photovoltaic generators connected to the inverter. This corresponds to normal operation in which the inverter always keeps the connected photovoltaic generators in or at least near its operating point of maximum generator power.
  • a correction factor can be applied in the new method in order to determine from the ascertained maximum possible generator power a maximum possible feed-in power and as its integral the potentially possible feed-in energy quantity.
  • the potentially possible feed-in energy quantity for the period determined with the new method is stored and / or displayed in the inverter (s) or a higher-level unit and / or via data communication (radio, cable), e.g. B. communicates with the plant and / or network operator.
  • the time history of the non-injected power in the and / or the non-injected amount of energy over the period is stored / communicated.
  • the cause for the reduction e.g. B.
  • a cause and an associated energy loss can be named together in a message.
  • an energy counter is applied for a longer period of time for each input reduction cause, so that z. B. can be read at the end of the year, which cumulative amounts of energy could not be fed due to their cause, z. B. 356 kWh because of deregulation by the network operator, 28 kWh due to power failure, 999kWh for derating the inverter, etc.
  • Fig. 1 outlines a photovoltaic system to which the inventive method is performed.
  • FIG. 2 shows various voltage-power characteristics of the photovoltaic system according to FIG. 1 to explain a first embodiment of the new method.
  • Fig. 3 shows a voltage-power characteristic of the photovoltaic system according to Fig. 1 for explaining a second embodiment of the new method.
  • Fig. 4 outlines another photovoltaic system for carrying out the new method.
  • Fig. 5 outlines a voltage-power characteristic of the photovoltaic system according to
  • photovoltaic system 1 has one or more (not shown) photovoltaic generators 2 and an inverter 3, which feeds electricity generated by the photovoltaic generators 2 in an AC network 4.
  • a controller 5 is provided, with which the operating point of the photovoltaic system 1, that is, the output voltage of the photovoltaic generators 2, is variable.
  • the controller 5 while the output voltage of the photovoltaic generators 2, which is also the input voltage of the inverter 3, and thereby flowing current and thus the photovoltaic generators taken electrical power and the net in the exchange 4 fed electrical power detected.
  • the input voltage of the inverter 3 is set so that a maximum generator power is generated by the photovoltaic generators 2, which is fed by the inverter minus its possible efficiency losses as feed into the AC network 4.
  • this maximum possible generator power is not can be fed.
  • the amount of energy of the photovoltaic system 1 resulting from this over a period of time, which can be taken out of the photovoltaic generator as a maximum, but which is actually not supplied, may be of interest, as was explained at the beginning of this description.
  • FIG. 2 outlines three voltage-power characteristics 6, 7, 8 of the photovoltaic system 1, which correspond to different irradiation conditions and other external operating conditions of the photovoltaic system 1.
  • another operating point 9, 10, 11 with maximum generator power ie a different voltage across the photovoltaic generators 2 is available in which the inverter 3 has a maximum input power for feeding into the alternating current network 4 stands.
  • the individual characteristics can be known in principle from the previous operation of the photovoltaic system 1 or can also be modeled for the photovoltaic system 1 from known parameters. In order to determine the maximum possible generator power P max at a given time, however, the currently applicable characteristic curve 6, 7 or 8 or the associated operating point 9, 10 or 11 must be selected.
  • the operating points 12 and 13 describe a section of the characteristic curve 7 and thus allow their selection from the characteristic curves 6-8 possibly applicable at the respective point in time. This selection can also be made by the fact that the photovoltaic system 1 anaide a further operating point 14 at which it feeds the power P rec i in the AC mains 4 and also around this operating point 14 around more operating points 15 an architect to another section of the characteristic.
  • FIG. 3 shows another possibility of detecting the maximum generator power P max , without at least on average a higher feed-in power than P rec i with the photovoltaic system 1 feed.
  • P max maximum generator power
  • operating points 16 and 17 are approached slightly below P rec i and when changing between these operating points 16 and 17, the characteristic curve 7 is traversed and thereby determines the position of its maximum.
  • more electric power is taken out of the photovoltaic generators for a short time and fed directly into the alternating current network 4 than the reduced feed-in power predetermined by P rec i.
  • the direct feed of the power taken beyond the reduced feed power to the photovoltaic generator during the local sampling or deceleration of the characteristic it can be temporarily stored in a buffer capacitor (not shown) and / or converted into other forms of energy, in particular dissipated.
  • the photovoltaic system 1 according to FIG. 4 has a plurality of inverters 3, to each of which one or more photovoltaic generators 2 are connected.
  • the inverters 3 are jointly controlled by the controller 5 in such a way that an electric power lying below the currently possible maximum feed-in power is fed into the AC grid.
  • FIG. 5 shows the voltage-power characteristic curve 7, which may apply here for all photovoltaic generators 2 connected to all inverters. (In practice, the characteristics of the individual photovoltaic generators differ from each other, but this is irrelevant to the aspects of the invention to be explained here.)
  • the controller 3 receives one of the inverters 3 according to FIG. Operated 4 in the operating point 10 and this operating point 10 followed by a standard for normal operation in terms of power maximization tracking method.
  • the two other inverters 3 are operated at a residual power PResti, which is further reduced even compared to the average reduced power P rec i, so that together they compensate the power fed in by the one inverter 3 "too much" so that, on average, all the inverters P rec i is fed.
  • one of the two remaining Inverter 3 are also completely switched off or remove electrical power from the AC mains 4 and convert it into a different forms of energy, while the other remaining inverter 3 is operated at a - here about P rec i lying - operating point 19.

Abstract

Zur Erfassung einer in einem Zeitraum potentiell möglich gewesenen, aber tatsächlich nicht eingespeisten Einspeiseenergiemenge einer Photovoltaikanlage, die einen oder mehrere Wechselrichter zur Einspeisung elektrischer Energie von einem oder mehreren Photovoltaikgeneratoren in ein Wechselstromnetz (4) aufweist, wird die Photovoltaikanlage (1) in dem Zeitraum an das Wechselstromnetz gekoppelt betrieben, wobei der oder die Wechselrichter in dem Zeitraum unterschiedlich betrieben werden und wobei in dem Zeitraum keine Energie eingespeist wird oder eine gegenüber der potentiell möglich gewesenen Einspeiseenergiemenge reduzierte Einspeiseenergiemenge eingespeist wird, und wird aus während dieses unterschiedlichen Betriebs erfassten Betriebsdaten des oder der Wechselrichter die in dem Zeitraum potentiell möglich gewesene Einspeiseenergiemenge bestimmt.

Description

ERFASSUNG EINER MÖGLICH GEWESENEN, ABER NICHT TATSÄCHLICH
EINGESPEISTEN EINSPEISEENERGIEMENGE EINER PHOTOVOLTAIKANLAGE
TECHNISCHES GEBIET DER ERFINDUNG
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Erfassung einer in einem Zeitraum potentiell möglich gewesenen, aber tatsächlich nicht eingespeisten Einspeiseenergiemenge einer Photovoltaikanlage, das die Merkmale des Oberbegriffs des unabhängigen Patentanspruchs 1 aufweist.
Bei den Photovoltaikgeneratoren der Photovoltaikanlage kann es sich um Strings aus in Reihe oder parallel geschalteten Solarzellen handeln, die ihrerseits parallel bzw. in Reihe geschaltete Substrings aufweisen können.
Die in einem Zeitraum potentiell möglich gewesene, aber tatsächlich nicht eingespeiste Einspeiseenergiemenge einer Photovoltaikanlage kann aus verschiedenen Gründen von großem Interesse sein. Hierzu zählt es, festzustellen, ob es sich rentieren würde, eine inhärente Beschränkung der Einspeiseleistung durch Investition beispielsweise in einen leistungsfähigeren Wechselrichter oder eine größere Pufferbatterie zu beseitigen . So ist es bei Photovoltaikanlagen durchaus nicht unüblich, den oder die Wechselrichter nicht für die Maximalleistung der angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren auszulegen, sondern für eine darunter liegende Leistung. Indem die ohne diese Unterdimensionierung maximal möglich gewesene Einspeiseenergiemenge der Photovoltaikanlage über einen Zeitraum erfasst wird, kann überprüft werden, ob ein größer dimensionierter Wechselrichter nicht doch sinnvoll wäre. Insoweit kann es sich bei der potentiell möglich gewesenen Einspeiseenergiemenge um eine solche handeln, die von der Photovoltaikanlage, so wie sie ist, aufgrund der Dimensionierung ihres Wechselrichters gar nicht eingespeist werden könnte. Dies ist allerdings eine Ausnahme. In der Regel geht es bei dem neuen Verfahren darum, die mit der Photovoltaikanlage, so wie sie ist, maximal möglich gewesene Einspeiseenergiemenge über einen bestimmten Zeitraum zu erfassen. Diese Einspeiseenergiemenge ist beispielsweise auch dann von Interesse, wenn die tatsächlich eingespeiste Energiemenge aufgrund einer Vorgabe eines Netzbetreibers hinter der potentiell möglich gewesenen Einspeiseenergiemenge zurückbleibt und der Netzbetreiber unter diesen Umständen die maximal möglich gewesene Einspeiseenergiemenge der Photovoltaik- anläge zu vergüten hat, wenn sie ihm nachgewiesen werden kann.
STAND DER TECHNIK
Zur Erfassung der in einem Zeitraum potentiell möglich gewesenen, aber tatsächlich nicht eingespeisten Einspeiseenergiemenge einer Photovoltaikanlage wäre vielleicht daran zu denken, auf das Signal eines Einstrahlungssensors zurückzugreifen, wie er beispielsweise aus der D E 201 02 61 9 U 1 oder der EP 1 223 431 A2 zu r Feh lerfeststel l ung bei Photo- voltaikanlagen verwendet wird, indem die tatsächliche Einspeiseleistung der Photovoltaikanlage mit der aus dem Signal des Einstrahlungssensors abgeleiteten maximalen Generatorleistung des oder der Photovoltaikgeneratoren der Photovoltaikanlage verglichen wird. Hierfür ist dann jedoch der Einstrahlungssensor zusätzlich vorzusehen, und es ist zu berücksichtigen, dass aus dem Signal des Einstrahlungssensors die zu erwartende maximale Generatorleistung nur innerhalb eines Toleranzbereichs abzuleiten ist.
Unter anderem aus der EP 1 628 182 ist es bekannt, die Spannungs-Strom-Kennlinie der an einem Wechselrichter angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren einer Photovoltaikanlage zu erfassen, um diese zur Fehlerüberwachung mit einer erwarteten Kennlinie zu vergleichen. Dies erfolgt nicht im laufenden, netzgekoppelten Betrieb der Photovoltaikanlage. Ein ähnliches Verfahren ist aus der US 6, 1 1 1 ,767 bekannt. Hier wird die Spannungs-Strom-Kennlinie der Photovoltaikgeneratoren außerhalb des netzgekoppelten Betriebs der Photovoltaikanlage beim Aufladen eines eingangsseitigen Pufferkondensators des Wechselrichters erfasst.
Zur Maximierung der Einspeiseleistung einer Photovoltaikanlage sind Verfahren bekannt, mit denen die Arbeitsspannung, bei der die an den oder die Wechselrichter angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren eine maximale elektrische Leistung zur Verfügung stellen, kontinuierlich nachverfolgt wird. Ein solches Trackingverfahren wird beispielsweise in der EP 1 995 656 A1 beschrieben. Um bei einem solchen Tracking nicht an einen Nebenmaximum der Leistungskennlinie hängenzubleiben, ist es aus der U S 5, 869,956 A1 bekannt, den beim Tracking hinsichtlich der Leistung abgetasteten Spannungsbereich zu vergrößern. Aus der EP 2 144 133 A1 ist es bekannt, zu Beginn eines Trackingverfahrens einmal die gesamte Spannungs-Leistungs-Kennlinie einer Photovoltaikanlage aufzunehmen, um das Tracking anschließend im Bereich des absoluten Maximums der Kennlinie aufzusetzen, um auf diese Weise ein Hängenbleiben des Trackings an einem Nebenmaximum zu verhindern. Wenn eine Photovoltaikanlage - aus welchen Gründen auch immer - unterhalb ihrer aktuell maximal möglichen Einspeiseleistung betrieben wird, sind solche Trackingverfahren per definitionem nicht anwendbar, weil die Photovoltaikanlage aufgrund des Trackings gerade ihre maximale oder zumindest nahezu maximale Leistung einspeist.
Aus der DE 199 09 609 C1 ist es bekannt, zur Ermittlung der Kennlinie eines Photovoltaik- Generators abwechselnd Spannung und Strom während des Aufladens eines Puffer- Kondensators als Last aufzunehmen, jeweils nachdem dieser über einen Entladewiderstand entladen wurde. Für dieses Verfahren sind zwei separate Messungen erforderlich und es ist zusätzlicher Hardware-Aufwand zumindest in Form des zu- und abschaltbaren Entladewiderstands zu betreiben. Aus der DE 10 2007 032 980 A1 ist es bekannt, die Arbeitsspannung mit maximaler Generatorleistung durch einen vorgegebenen Prozentsatz der Leerlaufspannung einer zu dem Photovoltaikgeneratoren äquivalenten "PV-Referenzeinrichtungsgruppe" abzuschätzen, von der keine elektrische Energie eingespeist wird. Diese Schätzung ist nicht nur mit erheblichen Fehlern verbunden, sondern erfordert auch mindestens ein Solarzellenmodul, das energetisch ungenutzt ist.
Aus der DE 100 60 108 A1 ist es bekannt, den Arbeitspunkt mit maximaler Generatorleistung einer Photovoltaikanlage basierend auf Strommessungen in Abhängigkeit von der Spannung und der Temperatur unter Anwendung einer mathematischen Beschreibung deren Spannungs- Strom-Kennlinie zu bestimmen und einzustellen. Dieses Verfahren setzt voraus, dass das mathematische Modell die Kennlinie tatsächlich genau beschreibt und sich die Kennlinie bezüglich ihrer Grundparameter, die nur in größeren Abständen, beispielsweise einmal am Tag, aufgenommen werden, nicht zwischenzeitlich ändert.
Aus der DE 1 0 2008 021 922 A1 ist ein Verfahren zur Erzeugung einer Anzeige eines Betriebszustands eines Photovoltaikgenerators bekannt. Das Verfahren umfasst den Empfang von Betriebszustandssignalen einschließlich eines Bestrahlungsstärkesignals, das die elektromagnetische Strahlung darstellt, die durch den Photovoltaikgenerator empfangen wird, und eines Alterssignals, das das Alter des Photovoltaikgenerators darstellt. Das Verfahren umfasst außerdem den Empfang eines Leistungssignals, das die tatsächliche Ausgabeleistung des Photovoltaikgenerators darstellt, und die Erzeugung einer Leistungsabschätzung in Erwiderung auf die Betriebsbedingungssignale und Bestrahlungsstärke- und Altersanpassungsfaktoren. Die Leistungsabschätzung stellt eine erwartete Ausgabeleistung des Photovoltaikgenerators dar, und die Anpassungsfaktoren dienen der Anpassung des Bestrahlungsstärkesignals bzw. des Alterssignals. Das Verfahrens umfasst weiterhin die Veranlassung der Erzeugung eines Warn- Signals in Erwiderung auf eine Abweichung des Leistungssignals von der Leistungsabschätzung.
Aus der FR 2 923 653 A1 ist ein Betriebsverfahren für eine Photovoltaikanlage bekannt, die mehrere, unterschiedlich miteinander verschaltbare Photovoltaikgeneratoren aufweist. Für die unterschiedlichen Verschaltungen der Photovoltaikgeneratoren wird die generierte elektrische Leistung erfasst. Dann wird die Verschaltung ausgewählt, bei der die Photovoltaikanlage die maximale elektrische Leistung liefert.
Alle voranstehend beschriebenen Verfahren haben ausschließlich die Ziele, die Funktion einer Photovoltaikanlage zu überwachen und/oder die Photovoltaikanlage tatsächlich in ei nem Normalbetrieb mit maximal möglicher Einspeiseleistung zu betreiben. Sie beschäftigen sich weder mit dem Betrag einer potentiell möglichen, aber tatsächlich nicht eingespeisten Einspeiseleistung noch mit deren Integral über einen bestimmten Zeitraum, d. h. der über diesen Zeitraum potentiell möglich gewesenen, aber tatsächlich nicht eingespeisten Einspeiseenergiemenge.
Aus der US 2010/0191489 A1 ist eine Schnittstelle zwischen einer Photovoltaikanlage und einem Wechselstromnetz bekannt, über die einerseits die aktuell generierte elektrische Leistung der Photovoltaikanlage an den Netzbetreiber übermittelt wird und über die andererseits der Betreiber des Wechselstromnetzes sowohl die Betriebsparameter eines Wechselrichters der Photovoltaikanlage verändern kann als auch am Ort der Photovoltaikanlage befindliche Lasten abschalten kann, um ein Lastmanagement für das Wechselstromnetz durchzuführen. AUFGABE DER ERFINDUNG
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren mit den Merkmalen des Oberbegriffs des unabhängigen Patentanspruchs 1 aufzuzeigen, das im laufenden Betriebs einer Photo- voltaik-Anlage, insbesondere während des Einspeisens von elektrischer Energie von den Photovoltaikgeneratoren, ohne zusätzlichen Hardwareaufwand durchführbar ist.
LÖSUNG
Die Aufgabe der Erfindung wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren mit den Merkmalen des unabhängigen Patentanspruchs 1 gelöst. Bevorzugte Ausführungsformen des neuen Verfahrens sind in den abhängigen Patentansprüchen definiert.
BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
Bei dem neuen Verfahren zur Erfassung einer in einem Zeitraum potentiell möglich gewesenen, aber tatsächlich nicht eingespeisten Einspeisenergiemenge einer Photovoltaikanlage, die einen oder mehrere Wechselrichter zur Einspeisung elektrischer Energie von einem oder mehreren Photovoltaikgeneratoren in ein Wechselstromnetz aufweist, wird die Photovoltaikanlage in dem Zeitraum an das Wechselstromnetz gekoppelt betrieben, wobei der oder die Wechselrichter in dem Zeitraum unterschiedlich betrieben werden und wobei in dem Zeitraum keine Energie eingespeist wird oder eine gegenüber der potentiell möglich gewesenen Einspeisenergiemenge reduzierte Einspeisenergiemenge eingespeist wird. Aus während dieses unterschiedlichen Betriebs erfassten Betriebsdaten des oder der Wechselrichter wird dann die in dem Zeitraum potentiell möglich gewesene Einspeiseenergiemenge bestimmt. Unter einem unterschiedlichen Betrieb oder dem unterschiedlichen Betreiben eines oder mehrerer Wechselrichter in dem Zeitraum ist zu verstehen, dass die Photovoltaikanlage in unterschiedlichen Arbeitspunkten, d. h. unterschiedlichen Spannungen über den Photovoltaikgeneratoren betrieben wird. Dabei kann sich diese Unterschiedlichkeit der Arbeitspunkte bei einem Wechselrichter auf unterschiedliche Teilzeiträume des Zeitraums beziehen, während sie sich bei mehreren Wechselrichtern auf mehrere unterschiedliche Arbeitspunkte zur gleichen Zeit beziehen kann. Auch Kombinationen dieser beiden Aspekte der Unterschiedlichkeit sind möglich. I n jedem Fall erlaubt es die Unterschiedlichkeit der Arbeitspunkte einerseits eine gegenüber der potentiell möglich gewesen Einspeiseenergiemenge reduzierte Einspeiseenergiemenge in dem Zeitraum einzuspeisen und andererseits den Betrag eben dieser in dem Zeitraum potentiell möglich gewesenen Einspeiseenergiemenge oder auch nur deren Differenz zu der reduzierten, tatsächlich eingespeisten Einspeiseenergiemenge (was gleichwertig ist) zu erfassen.
Bei dem neuen Verfahren erfolgt die Erfassung des Betrags der in dem Zeitraum potentiell möglich gewesenen Einspeiseenergiemenge im laufenden, d. h. netzgekoppelten Betrieb der Photovoltaikanlage, in dem mindestens ein Wechselrichter dem Wechselstromnetz zugeschaltet ist, auch wenn in dem Zeitraum keine Einspeiseenergiemenge eingespeist wird.
Konkret kann bei dem neuen Verfahren mindestens ein Wechselrichter in unterschiedlichen Teilzeiträumen des Zeitraums unterschiedlich betrieben werden. Dabei kann der eine Wechselrichter in den unterschiedlichen Teilzeiträumen derart unterschiedlich angesteuert werden, dass er eine Spannungs-Leistungs-Kennlinie oder, was damit grundsätzlich gleichbedeutend ist, eine Spannungs-Strom-Kennlinie der angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren um einen mittleren Arbeitspunkt lokal abtastet. Damit wird ein Bereich der jeweiligen Kennlinie erfasst, und aus diesen Informationen kann aus für die jeweilige Photovoltaikanlage zu früheren Zeitpunkten erfassten oder modellierten Kennlinien die passende ausgewählt werden, um aus dieser die aktuelle maximal mögliche Einspeiseleistung und als deren Integral die in dem Zeitraum maximal möglich gewesene Einspeiseenergiemenge abzuleiten.
Der eine Wechselrichter kann in den unterschiedlichen Teilzeiträumen auch derart unterschiedlich angesteuert werden, dass er den Photovoltaikgeneratoren eine gleiche elektrische Leistung an zwei unterschiedlichen Arbeitspunkten mit unterschiedlichen Spannungen über den angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren entnimmt und ins Wechsel ström netz einspeist. Hierdurch wird die zugrunde liegende Spannungs-Leistungs-Kennlinie an zwei Punkten, das sind die beiden Arbeitspunkte, erfasst und so aus der Anzahl der möglichen Kennlinien selektiert. In der Folge kann man wieder aus der selektierten Kennlinie auf die maximal mögliche Generatorleistung und die eigentlich interessierende maximal möglich gewesene Einspeiseenergiemenge geschlossen werden.
Die beiden voranstehend angesprochenen Ausführungsformen des neuen Verfahrens können auch kombiniert werden, indem der eine Wechselrichter in den unterschiedlichen Teilzeiträumen derart unterschiedlich angesteuert wird, dass er eine Spannungs-Leistungs-Kennlinie der angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren um beide unterschiedlichen Arbeitspunkte lokal abtastet. Hierdurch wird die Selektivität bezüglich der tatsächlichen Kennlinie der Photovoltaik- anlage deutlich gesteigert.
Der eine Wechselrichter kann in den unterschiedlichen Teilzeiträumen auch derart unterschiedlich angesteuert werden, dass er unterschiedliche elektrische Leistungen einspeist, deren Integral über den Zeitraum gleich der reduzierten Energiemenge in dem Zeitraum ist und die eine maximal mögliche Einspeiseleistung umfassen. Das heißt, der Wechselrichter kann innerhalb des Zeitraums den Arbeitspunkt mit maximaler Generatorleistung durchlaufen, um diesen bezüglich der maximal möglichen Einspeiseleistung zu messen, dies aber nur vorübergehend. In anderen Teilzeiträumen kann er zürn Ausgleich so angesteuert werden, dass er eine kleinere als die reduzierte Einspeiseleistung einspeist, so dass seine mittlere Einspeiseleistung der reduzierten Einspeiseleistung entspricht. Alternativ kann der Wechselrichter in den unterschiedlichen Teilzeiträumen auch derart unterschiedlich angesteuert werden, dass er zumindest einen Teilbereich einer Spannungs-Leistungs-Kennlinie der angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren abrasiert, in dem ein Arbeitspunkt mit maximal möglicher Generatorleistung liegt. Aus den derart ermittelten Stützstellen kann die Spannungs-Leistungs-Kennlinie und insbesondere deren Punkt maximal möglicher Generatorleistung extrapoliert werden. Der Punkt maximal möglicher Generatorleistung muss dabei vorteilhafter Weise nicht direkt getroffen, d. h. gemessen werden. Der abgerasterte Teilbereich, in dem der Arbeitspunkt mit maximal möglicher Generatorleistung liegt, kann ein Teilbereich der Spannungs-Leistungs-Kennlinie zwischen zwei Arbeitspunkten sein, an denen die Photovoltaikgeneratoren eine gegenüber der maximal möglichen Generatorleistung reduzierte gleiche elektrische Leistung bei unterschiedlichen Spannungen bereitstellen. Der Wechselrichter wechselt dann fortlaufend oder intermittierend zwischen diesen beiden Arbeitspunkten, und bei jedem dieser Sprünge wird der interessierende Teilbereich der Spannungs-Leistungs-Kennlinie einschließlich des darin lie- genden Arbeitspunkts mit maximal möglicher Generatorleistung überfahren.
Der eine Wechselrichter kann in den unterschiedlichen Teilzeiträumen auch derart unterschiedlich angesteuert werden, dass er den an ihn angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren unterschiedliche elektrische Leistungen entnimmt, aber dennoch eine konstante elektrische Leistung in das Wechselstromnetz einspeist. Dies kann z. B. dadurch realisiert werden, dass die Differenz zwischen den unterschiedlichen elektrischen Leistungen und der konstanten elektrischen Leistung beispielsweise in einem Pufferkondensator des Wechselrichters zwischengespeichert und/oder in eine andere Energieform umgewandelt wird. Die Zwischen- speicherung und/oder die Umwandlung in eine andere Energieform können auch mindestens einen der folgenden Schritte umfassen:
Umwandlung in einem DC-Kreis, z. B. zur Rückeinspeisung in die angeschlossenen
Photovoltaikgeneratoren zwecks U mwandlung in Wärme, z. B. in einer Verkablung der Photovoltaikgeneratoren und/oder in den Photovoltaikgeneratoren selbst, und/oder zwecks
Abstrahlung der Energie in Form von elektromagnetischer Strahlung,
interner Verbrauch der Energiemenge in dem mindestens einen Wechselrichter, z. B. zur
Eigenversorgung seiner leistungselektronischen und/oder signalverarbeitenden Komponenten, wie beispielsweise Platinen, Anzeigeelemente usw.,
- Einspeisung als Leistung ohne Wirkleistungsanteil in Richtung Wechselstromnetz, z. B. als Gleichstrom oder als Wechselstrom mit einer Frequenz fernab der Netzfrequenz, wobei die
Amplitude hinreichend klein zu halten ist, um EMV-Grenzwerte und dgl. einzuhalten, was durch eine Einspeisung über einen Einspeisezeitraum erreicht werden kann, der wesentlich länger als der Zeitraum ist, für den die maximal möglich gewesene Einspeiseenergiemenge bestimmt wird, und
Einspeisung in ein externes System, insbesondere Batterien oder Kondensatoren zur Zwischenspeicherung, oder in DC- oder AC-Verbraucher, letzteres z.B. über einen zusätzlichen geschalteten Anschluss.
Bei den voranstehend beschriebenen Ausführungsformen des neuen Verfahrens ist es be- vorzugt, wenn die unterschiedlichen elektrischen Leistungen in den unterschiedlichen Teilzeiträumen die maximal mögliche Einspeiseleistung in dem Zeitraum wiederholt umfassen, d. h., dass der Arbeitspunkt mit maximaler Generatorleistung in dem Zeitraum nicht nur einmal sondern mehrmals abgetastet oder abgerastert wird, um bei längeren Zeiträumen Variationen dieses Arbeitspunkts zu erfassen. Insbesondere können die unterschiedlichen elektrischen Leistungen die maximal mögliche Einspeiseleistung in dem Zeitraum periodisch erfassen. Auch bei diesem Erfassen muss die maximal mögliche Einspeiseleistung mit den aufgenommenen Messwerten nicht exakt getroffen werden. Es reicht aus, wenn sie auf Basis von in ihrer Nähe aufgenommenen Messwerten extrapoliert werden kann.
In einer weiteren Variante des neuen Verfahrens, wird in dem Zeitraum nur einer Teilmenge der an einen Wechselrichter im Betrieb der Photovoltaikanlage angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren tatsächlich elektrische Leistung durch diesen Wechselrichter entnommen, um trotz Betreiben dieser Photovoltaikgeneratoren mit maximal möglicher Leistung die durch externe Randbedingungen vorgegebene reduzierte Einspeiseenergiemenge in dem Zeitraum nicht zu überschreiten. Hieraus wird dann die potentiell möglich gewesene Einspeiseenergiemenge über die Anzahl der Photovoltaikgeneratoren unter Berücksichtigung der Relation ihrer Leistungen im Normalbetrieb extrapoliert. In Teilzeiträumen des Zeitraums können auch unterschiedlichen Teilmengen der an den einen Wechselrichter angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren elektrische Leistung entnommen werden, um deren jeweiligen Betriebsdaten zu erfassen, insbesondere die Relation ihrer Leistungen im Normalbetrieb.
Wenn die Photovoltaikanlage mehrere Wechselrichter aufweist, kann in dem interessierenden Zeitraum mindestens ein Wechselrichter im Normalbetrieb mit maximal möglicher Einspeiseleistung betrieben werden, während mindestens ein anderer Wechselrichter mit einer geringeren als seiner maximal möglichen Einspeiseleistung betrieben wird, um die reduzierte Einspeiseenergiemenge über den Zeitraum sicherzustellen. Mit den Messwerten zu der Einspeiseleistung des mindestens einen Wechselrichters wird dann auf die in den Zeitraum potentiell möglich gewesene Einspeiseenergiemenge geschlossen. Bei dieser Vorgehensweise kann auch mindestens einer der Wechselrichter während des Zeitraums zumindest vorübergehend abgeschaltet werden oder sogar Leistung aus dem Wechselstromnetz entnehmen und in andere Energieformen umwandeln, um die reduzierte Einspeiseenergiemenge über den Zeitraum sicherzustellen. Insbesondere dann, wenn die einzelnen Wechselrichter nicht im We. sentlichen identisch sind, ist es auch möglich, in dem Zeitraum alle Wechselrichter wechselweise im Normalbetrieb mit maximal möglicher Einspeiseleistung zu betreiben, um wechselweise für jeden Wechselrichter die maximal mögliche Einspeiseleistung bzw. für die angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren die maximal mögliche Generatorleistung zu bestimmen und um hieraus die potentiell möglich gewesene Einspeiseenergiemenge in dem Zeitraum zu bestimmen. Bei dem neuen Verfahren kann die Einspeiseenergiemenge eines Wechselrichters im Normalbetrieb mit maximal möglicher Einspeiseleistung bis auf wirkungsgradbedingte Verluste des Wechselrichters einer über den Zeitraum integrierten maximal möglichen Generatorleistung der an den Wechselrichter angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren entsprechen. Dies korrespondiert mit einem Normalbetrieb, in dem der Wechselrichter die angeschlossenen Photo- voltaikgeneratoren immer in oder zumindest nahe ihrem Arbeitspunkt maximaler Generatorleistung hält. ln umgekehrter Richtung kann bei dem neuen Verfahren ein Korrekturfaktor angewandt werden, um aus der ermittelten maximal möglichen Generatorleistung eine maximal möglich gewesene Einspeiseleistung und als deren Intergral die potentiell möglich gewesene Einspeiseenergiemenge zu ermitteln. Die mit dem neuen Verfahren ermittelte potentiell mögliche Einspeiseenergiemenge für den Zeitraum wird in dem oder den Wechselrichtern oder einer übergeordneten Einheit gespeichert und/oder angezeigt und/oder über Datenkommunikation (Funk, Kabel) z. B. zum Anlagen- und/oder Netzbetreiber kommuniziert. Vorzugsweise wird der Zeitverlauf der nicht eingespeisten Leistung in dem und/oder die nicht eingespeiste Energiemenge über den Zeitraum gespeichert/kommuniziert. Weiter vorzugsweise wi rd die U rsache für die Reduktion, z. B. Derating oder Reduktion durch den Netzbetreiber, zusammen mit der ermittelten potentiell möglichen Einspeiseenergiemenge für den Zeitraum gespeichert. Insbesondere können in einer Meldung jeweils eine Ursache und ein zugehöriger Energieverlust gemeinsam benannt werden. Vorzugsweise wird über eine längere Zeitspanne für jede Einspeisereduktionsursache ein Energiemengenzähler angelegt, so dass z. B. zum Jahresende abgelesen werden kann, welche kumulierten Energiemengen aufgrund der jeweiligen Ursache nicht eingespeist werden konnten, z. B. 356 kWh wegen Abregelung durch den Netzbetreiber, 28 kWh wegen Netzausfall, 999kWh wegen Derating des Wechselrichter usw. Vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung ergeben sich aus den Patentansprüchen, der Beschreibung und den Zeichnungen. Die in der Beschreibungseinleitung genannten Vorteile von Merkmalen und von Kombinationen mehrerer Merkmale sind lediglich beispielhaft und können alternativ oder kumulativ zur Wirkung kommen, ohne dass die Vorteile zwingend von erfindungsgemäßen Ausführungsformen erzielt werden müssen. Weitere Merkmale sind den Zeichnungen - insbesondere den dargestellten Anordnungen und Wirkverbindungen mehrerer Bauteile zueinander - zu entnehmen. Die Kombination von Merkmalen unterschiedlicher Ausführungsformen der Erfindung oder von Merkmalen unterschiedlicher Patentansprüche ist ebenfalls abweichend von den gewählten Rückbeziehungen der Patentansprüche möglich und wird hiermit angeregt. Dies betrifft auch solche Merkmale, die in separaten Zeichnungen dargestellt sind oder bei deren Beschreibung genannt werden. Diese Merkmale können auch mit Merkmalen unterschiedlicher Patentansprüche kombiniert werden. Ebenso können in den Patentansprüchen aufgeführte Merkmale für weitere Ausführungsformen der Erfindung entfallen. KURZBESCHREIBUNG DER FIGUREN
I m Folgenden wird die Erfindung anhand in den Figuren dargestellter bevorzugter Ausführungsbeispiele weiter erläutert und beschrieben.
Fig. 1 skizziert eine Photovoltaikanlage, an der das erfindungsgemäße Verfahren ausgeführt wird.
Fig. 2 zeigt verschiedene Spannungs-Leistungs-Kennlinien der Photovoltaikanlage gemäß Fig. 1 zur Erläuterung einer ersten Ausführungsform des neuen Verfahrens.
Fig. 3 zeigt eine Spannungs-Leistungs-Kennlinie der Photovoltaikanlage gemäß Fig. 1 zur Erläuterung einer zweiten Ausführungsform des neuen Verfahrens.
Fig. 4 skizziert eine andere Photovoltaikanlage zur Durchführung des neuen Verfahrens; und
Fig. 5 skizziert eine Spannungs-Leistungs-Kennlinie der Photovoltaikanlage gemäß
Fig. 4 zur Erläuterung einer weiteren Ausführungsform des neuen Verfahrens.
FIGURENBESCHREIBUNG
Die in Fig. 1 grob skizzierte Photovoltaikanlage 1 weist ein oder mehrere (nicht dargestellt) Photovoltaikgeneratoren 2 und einen Wechselrichter 3 auf, der von den Photovoltaikgeneratoren 2 generierte elektrische Energie in ein Wechselstromnetz 4 einspeist. Für den Wechselrichter 3 ist eine Steuerung 5 vorgesehen, mit der der Arbeitspunkt der Photovoltaikanlage 1 , d. h. die Ausgangsspannung der Photovoltaikgeneratoren 2, veränderbar ist. In der Steuerung 5 werden dabei die Ausgangsspannung der Photovoltaikgeneratoren 2, die zugleich die Eingangsspannung des Wechselrichters 3 ist, und der dabei fließende Strom und somit die den Photovoltaikgeneratoren entnommene elektrische Leistung sowie die in das Wechsel ström netz 4 eingespeiste elektrische Leistung erfasst. Im Normalbetrieb wird die Eingangsspannung des Wechselrichters 3 so eingestellt, dass von den Photovoltaikgeneratoren 2 eine maximale Generatorleistung erzeugt wird, die vom Wechselrichter abzüglich dessen etwaiger Wirkungsgrad-Verluste als Einspeiseleistung in das Wechselstromnetz 4 eingespeist wird. Es kann jedoch Umstände geben, unter denen diese maximal mögliche Generatorleistung nicht einge- speist werden kann. Dennoch kann die hieraus über einen Zeitraum resultierende, dem Photo- voltaik-Generator maximal entnehmbare, aber tatsächlich nicht eingespeiste Energiemenge der Photovoltaikanlage 1 von Interesse sein, wie eingangs dieser Beschreibung erläutert wurde.
Fig. 2 skizziert drei Spannungs-Leistungs-Kennlinien 6, 7, 8 der Photovoltaikanlage 1 , die unterschiedlichen Einstrahlungsbedingungen und anderen externen Betriebsbedingungen der Photovoltaikanlage 1 entsprechen. Zu jeder Kennlinie 6, 7, 8 gehört dabei ein anderer Arbeitspunkt 9, 10, 1 1 mit maximaler Generatorleistung, d. h. eine andere Spannung über den Photo- voltaikgeneratoren 2 , bei der dem Wechselrichter 3 eine maximale Eingangsleistung zur Einspeisung in das Wechselstromnetz 4 zur Verfügung steht. Die einzelnen Kennlinien können aus dem bisherigen Betrieb der Photovoltaikanlage 1 grundsätzlich bekannt sein oder auch für die Photovoltaikanlage 1 aus bekannten Parametern modelliert werden. Um die zu einem Zeitpunkt maximal mögliche Generatorleistung Pmax zu ermitteln, muss aber die aktuell zutreffende Kennlinie 6, 7 oder 8 bzw. der zugehörige Arbeitspunkt 9, 10 oder 1 1 selektiert werden. Dies geschieht bei der Photovoltaikanlage 1 dann, wenn sie eine gegenüber Pmax reduzierte elektrische Leistung Preci in das Wechselstromnetz 4 einspeist dadurch, dass sie die tatsächliche Kennlinie 7 um einen mittleren Arbeitspunkt 12, an dem dem Photovoltaik-Genera- tor die reduzierte Leistung Preci entnehmbar ist, lokal abtastet, was hier durch weitere Arbeitspunkte 13 auf der Kennlinie 7 neben dem Arbeitspunkt 12 angedeutet ist. Die Arbeitspunkte 12 und 13 beschreiben einen Abschnitt der Kennlinie 7 und erlauben damit ihre Selektion aus den zu dem jeweiligen Zeitpunkt möglicherweise zutreffenden Kennlinien 6-8. Diese Selektion kann auch dadurch vorgenommen werden, dass die Photovoltaikanlage 1 einen weiteren Arbeitspunkt 14 anfährt, an dem sie die Leistung Preci in das Wechselstromnetz 4 einspeist und auch um diesen Arbeitspunkt 14 herum weitere Arbeitspunkte 15 anfährt, um einen weiteren Abschnitt der Kennlinie 7 zu deren Identifikation zu erfassen. Zumindest aus der Kenntnis über den Verlauf der Kennlinie 7 im Bereich der Arbeitspunkte 12 und 13 sowie 14 und 15 lässt sich mit guter Genauigkeit auf die Lage des Arbeitspunktes 10 und die zugehörige maximale Generatorleistung Pmax schließen, ohne den Arbeitspunkt 10 selbst anzufahren. Das heißt, obwohl die Photovoltaikanlage 1 immer nur Preci einspeist, kann aus ihren Betriebsdaten auf Pmax und damit auf die während eines Zeitraums dem Photovoltaik-Generator maximal entnehmbare, aber tatsächlich nicht eingespeiste Einspeiseenergiemenge geschlossen werden.
Fig. 3 zeigt eine andere Möglichkeit der Erfassung der maximalen Generatorleistung Pmax, ohne zumindest im Mittel eine höhere Einspeiseleistung als Preci mit der Photovoltaikanlage 1 einzuspeisen. Hierzu werden Arbeitspunkte 16 und 17 etwas unterhalb von Preci angefahren und beim Wechsel zwischen diesen Arbeitspunkten 16 und 17 wird die Kennlinie 7 abgefahren und dabei die Lage dessen Maximums ermittelt. Dabei wird kurzzeitig mehr elektrische Leistung aus den Photovoltaikgeneratoren entnommen und unmittelbar in das Wechselstromnetz 4 ein- gespeist als die durch Preci vorgegebene reduzierte Einspeiseleistung. Dies wird aber durch die Lage der Arbeitspunkte 16 und 17 unterhalb von Preci kompensiert, so dass in einem Zeitraum eine der über diesen Zeitraum integrierten reduzierten Einspeiseleistung Preci entsprechende Einspeiseenergiemenge ins Wechselstromnetz eingespeist wird. Die Wiederholungshäufigkeit des Abfahrens der Kennlinie 7 kann darauf abgestimmt werden, wie stark der Verlauf der Kennlinie 7 und damit die Amplitude des Arbeitspunktes 10 schwankt.
Alternativ zur unmittelbaren Einspeisung der über die reduzierte Einspeiseleistung hinausgehenden dem Photovoltaik-Generator während des lokalen Abtastens bzw. Abfahrens der Kennlinie entnommenen Leistung kann diese in einem Pufferkondensator (nicht dargestellt) zwischengespeichert und/oder in andere Energieformen umgewandelt, insbesondere dissipiert, werden.
Die Photovoltaikanlage 1 gemäß Fig. 4 weist mehrere Wechselrichter 3 auf, an die jeweils ein oder mehrere Photovoltaikgeneratoren 2 angeschlossen sind. Die Wechselrichter 3 werden dabei gemeinsam von der Steuerung 5 derart angesteuert, dass eine unter der aktuell möglichen maximalen Einspeiseleistung liegende elektrische Leistung in das Wechselstromnetz eingespeist wird.
Fig. 5 zeigt die Spannungs-Leistungs-Kennlinie 7, die hier für alle an alle Wechselrichter angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren 2 gelten möge. (In der Praxis weichen die Kennlinien der einzelne Photovoltaikgeneratoren voneinander ab, was aber für die hier zu erläuternden Aspekte der Erfindung unerheblich ist.) Um die zugehörige maximale Generatorleistung im Arbeitspunkt 10 zu erfassen, wird von der Steuerung 5 einer der Wechselrichter 3 gemäß Fig . 4 i n dem Arbeitspunkt 10 betrieben und dieser Arbeitspunkt 10 durch ein für den Normalbetrieb bezüglich der Leistungsmaximierung übliches Trackingverfahren verfolgt. Die beiden anderen Wechselrichter 3 werden bei einer selbst gegenüber der mittleren reduzierten Leistung Preci weiter reduzierten Restleistung PResti betrieben, so dass sie gemeinsam die von dem einen Wechselrichter 3 "zu viel" eingespeiste Leistung so kompensieren, dass im Mittel über alle Wechselrichter Preci eingespeist wird. Alternativ kann einer der beiden verbleibenden Wechselrichter 3 auch ganz ausgeschaltet werden oder elektrische Leistung aus dem Wechselstromnetz 4 entnehmen und in eine andere Energieformen umwandeln, während der andere verbleibende Wechselrichter 3 an einem - hier über Preci liegenden - Arbeitspunkt 19 betrieben wird. Dabei können diese Zuordnungen, d. h. Normalbetrieb am Arbeitspunkt 10 und Betrieb mit reduzierter Leistung an den Arbeitspunkten 18 und 19 sowie ggf. Betrieb mit Leistungsentnahme aus dem Wechsel ström netz 4, zwischen den Wechselrichtern 3 zyklisch getauscht werden, um die jeweilige tatsächliche maximale Generatorleistung am Arbeitspunkt 10 für alle drei Wechselrichter bzw. die an sie angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren 2 zu erfassen.
BEZUGSZEICHENLISTE Photovoltaikanlage
Photovoltaikgenerator
Wechselrichter
Wechselstromnetz
Steuerung
Kennlinie
Kennlinie
Kennlinie
Arbeitspunkt mit maximaler Generatorleistung Arbeitspunkt mit maximaler Generatorleistung Arbeitspunkt mit maximaler Generatorleistung Arbeitspunkt
Arbeitspunkt
Arbeitspunkt
Arbeitspunkt
Arbeitspunkt
Arbeitspunkt
Arbeitspunkt
Arbeitspunkt

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1 . Verfahren zur Erfassung einer in einem Zeitraum potentiell möglich gewesenen, aber tatsächlich nicht eingespeisten Einspeiseenergiemenge einer Photovoltaikanlage (1 ), die einen oder mehrere Wechselrichter (3) zur Einspeisung elektrischer Energie von einem oder mehreren Photovoltaikgeneratoren (2) in ein Wechselstromnetz (4) aufweist, dadurch gekenn- zeichnet, dass die Photovoltaikanlage (1 ) in dem Zeitraum an das Wechselstromnetz gekoppelt betrieben wird, wobei der oder die Wechselrichter (3) in dem Zeitraum unterschiedlich betrieben werden und wobei in dem Zeitraum keine Energie eingespeist wird oder eine gegenüber der potentiell möglich gewesenen Einspeiseenergiemenge reduzierte Einspeiseenergiemenge ein- gespeist wird, und dass aus während dieses unterschiedlichen Betriebs erfassten Betriebsdaten des oder der Wechselrichter (3) die in dem Zeitraum potentiell möglich gewesene Einspeiseenergiemenge bestimmt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass mindestens ein Wechsel- richter (3) in unterschiedlichen Teilzeiträumen des Zeitraums unterschiedlich betrieben wird.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass der mindestens eine Wechselrichter (3) in den unterschiedlichen Teilzeiträumen derart unterschiedlich angesteuert wird, dass er den angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) unterschiedliche elektrische Leistungen entnimmt.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass die den angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) in den unterschiedlichen Teilzeiträumen des Zeitraums entnom- menen unterschiedlichen elektrischen Leistungen die maximal mögliche Generatorleistung umfassen.
5. Verfahren nach Anspruch 3 oder 4, dadurch gekennzeichnet, dass der mindestens eine Wechselrichter (3) in den unterschiedlichen Teilzeiträumen derart unterschiedlich ange- steuert wird, dass er einen Teilbereich einer Spannungs-Leistungs-Kennlinie der angeschlos- senen Photovoltaikgeneratoren (2) abrasiert, in dem ein Arbeitspunkt mit maximal möglicher Generatorleistung liegt.
6. Verfahren nach Anspruch 4 oder 5, dadurch gekennzeichnet, dass der abgerasterte Teilbereich der Spannungs-Leistungs-Kennlinie zwischen zwei unterschiedlichen Arbeits- punkten (12, 14) liegt, an denen der mindestens eine Wechselrichter (3) den angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) eine gleich große elektrische Leistung bei unterschiedlichen Spannungen über den angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) entnimmt, und dass der mindestens eine Wechselrichter (3) in den unterschiedlichen Teilzeiträumen derart unter- schiedlich angesteuert wird, dass er zwischen diesen beiden Arbeitspunkten (12, 14) wechselt.
7. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass der mindestens eine Wechselrichter (3) in den unterschiedlichen Teilzeiträumen derart unterschiedlich angesteuert wird, dass er eine Spannungs-Leistungs-Kennlinie der angeschlossenen Photovoltaikgenera- toren (2) um einen mittleren Arbeitspunkt (12) lokal abtastet.
8. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass der mindestens eine Wechselrichter (3) in den unterschiedlichen Teilzeiträumen derart unterschiedlich angesteuert wird, dass er eine Spannungs-Leistungs-Kennlinie der angeschlossenen Photovoltaikgenera- toren (2) um zwei unterschiedliche Arbeitspunkte (12, 14) lokal abtastet, an denen der min- destens eine Wechselrichter (3) den angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) eine gleich große elektrische Leistung bei unterschiedlichen Spannungen über den angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) entnimmt.
9. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass der mindestens eine Wechselrichter (3) in verschiedenen Teilzeiträumen des Zeitraums derart unterschiedlich an- gesteuert wird, dass er den angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) eine gleich große elektrische Leistung an zwei unterschiedlichen Arbeitspunkten (12, 14) mit unterschiedlichen Spannungen über den angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) entnimmt.
10. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 5 bis 9, dadurch gekenn- zeichnet, dass die maximal mögliche Generatorleistung aus den beim Abrastern bzw. Abtasten erfassten Punkten der Spannungs-Leistungs-Kennlinie extrapoliert wird.
1 1. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 3 bis 10, dadurch gekenn- zeichnet, dass eine konstante elektrische Leistung eingespeist wird.
12. Verfahren nach Anspruch 11 , dadurch gekennzeichnet, dass eine einer Differenz zwischen den unterschiedlichen elektrischen Leistungen und der konstanten elektrischen Leistung entsprechende Energiemenge zwischengespeichert und/oder in eine andere Energie- form umgewandelt wird.
13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass die Zwischenspeicherung und/oder die Umwandlung in eine andere Energieform mindestens einen der folgenden Schritte umfasst:
- Umwandlung in einem DC-Kreis, insbesondere durch Rückeinspeisung in die ange- schlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) zwecks Umwandlung in Wärme in einer Verkablung der Photovoltaikgeneratoren (2) und/oder in den Photovoltaikgeneratoren (2) selbst und/oder zwecks Abstrahlung der Energie in Form von elektromagnetischer Strahlung,
- interne Zwischenspeicherung der Energiemenge in dem mindestens einen Wechsel- richter (3) in einem Pufferkondensator,
- interner Verbrauch der Energiemenge in dem mindestens einen Wechselrichter (3) zur Eigenversorgung seiner leistungselektronischen und/oder signalverarbeitenden Komponenten, - Einspeisung als Leistung ohne Wirkleistungsanteil, insbesondere als Gleichstrom oder als Wechselstrom mit einer Frequenz fernab der Netzfrequenz, und
- Einspeisung in ein externes System, insbesondere Batterien oder Kondensatoren, oder in DC- oder AC-Verbraucher.
14. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 3 bis 10, dadurch gekenn- zeichnet, dass der mindestens eine Wechselrichter (3) in den unterschiedlichen Teilzeiträumen derart unterschiedlich angesteuert wird, dass er unterschiedliche elektrische Leistungen einspeist, deren I ntegral über dem Zeitraum die gegenüber der in dem Zeitraum möglich gewesenen Einspeiseenergiemenge reduzierte Einspeiseenergiemenge ist.
15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass die unterschiedlichen elektrischen Leistungen eine maximal mögliche Einspeiseleistung im Normalbetrieb mit maximal möglicher Einspeiseleistung des mindestens einen Wechselrichters (3) umfassen.
16. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 3 bis 15, dadurch gekenn- zeichnet, dass die unterschiedlichen elektrischen Leistungen in den unterschiedlichen Teil- Zeiträumen die maximal mögliche Einspeiseleistung oder die maximal mögliche Generator- leistung in dem Zeitraum wiederholt umfassen.
17. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass die unterschiedlichen elektrischen Leistungen die maximal mögliche Einspeiseleistung oder die maximal mögliche Generatorleistung in dem Zeitraum periodisch erfassen.
18. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 1 bis 17, dadurch gekenn- zeichnet, dass in dem Zeitraums nur einer Teilmenge der an den mindestens einen Wechsel- richter (3) angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) elektrische Leistung entnommen wird.
19. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 2 bis 17, dadurch gekenn- zeichnet, dass in den Teilzeiträumen des Zeitraums wechselweise unterschiedlichen Teil- mengen der an den mindestens einen Wechselrichter (3) angeschlossenen Photovoltaik- generatoren (2) elektrische Leistung entnommen wird.
20. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 1 bis 17, dadurch gekenn- zeichnet, dass in dem Zeitraum eine Teilmenge der an den mindestens einen Wechselrichter (3) angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) mit maximal möglicher Generatorleistung betrieben wird, während mindestens einer weiteren Teilmenge eine geringere als ihre maximal mögliche Generatorleistung entnommen wird.
21. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 2 bis 17, dadurch gekenn- zeichnet, dass in den Teilzeiträumen des Zeitraums wechselweise unterschiedliche Teil- mengen der an den mindestens einen Wechselrichter (3) angeschlossenen Photovoltaik- generatoren (2) in dem Zeitraum mit maximal möglicher Generatorleistung betrieben werden.
22. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass in dem Zeitraum mindestens ein Wechselrichter (3) im Normalbetrieb mit maximal möglicher Einspeiseleistung betrieben wird, während mindestens ein anderer Wechselrichter (3) mit einer geringeren als seiner maximal möglichen Einspeiseleistung betrieben wird.
23. Verfahren nach Anspruch 22, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens einer der Wechselrichter (3) während des Zeitraums zumindest vorübergehend abgeschaltet wird.
24. Verfahren nach Anspruch 22 oder 23, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens einer der Wechselrichter (3) während des Zeitraums zumindest vorübergehend Leistung aus dem Wechselstromnetz entnimmt.
25. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 22 bis 24, dadurch gekenn- zeichnet, dass in den Teilzeiträumen des Zeitraums unterschiedliche Teilmengen der Wechselrichter (3) wechselweise im Normalbetrieb mit maximal möglicher Einspeiseleistung betrieben werden.
26. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 15 und 22 bis 25, dadurch gekennzeichnet, dass die Einspeiseenergiemenge des mindestens einen Wechselrichters (3) im Normalbetrieb mit maximal möglicher Einspeiseleistung einer über den Zeitraum integrierten maximal möglichen Generatorleistung der angeschlossenen Photovoltaikgeneratoren (2) entspricht.
27. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 4, 10, 16, 17, 20 und 21 , dadurch gekennzeichnet, dass ein Korrekturfaktor angewandt wird, um aus der ermittelten maximal möglichen Generatorleistung eine maximal möglich gewesene Einspeiseleistung zu ermitteln.
28. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die ermittelte potentiell möglich gewesene, aber tatsächlich nicht eingespeiste Einspeise- energiemenge für den Zeitraum in dem oder den Wechselrichtern oder einer übergeordneten Einheit gespeichert und/oder angezeigt und/oder über Datenkommunikation (Funk, Kabel) z.B. zum Anlagen- und/oder Netzbetreiber kommuniziert wird.
29. Verfahren nach Anspruch 28, dadurch gekennzeichnet, dass in einer gespeicherten und/oder kommunizierten Meldung jeweils eine Ursache für eine Reduktion der tatsächlich eingespeisten gegenüber der potentiell möglich gewesenen Einspeiseleistung mit dem Zeit- verlauf der ermittelten potentiell möglich gewesenen Einspeiseleistung und/oder der für den Zeitraum ermittelten potentiell möglich gewesenen, aber tatsächlich nicht eingespeiste Ein- Speiseenergiemenge zusammengefasst wird.
30. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass für jede Ursache für eine Reduktion der tatsächlich eingespeisten gegenüber der potentiell möglich gewesenen Einspeiseleistung ein Energiemengenzähler angelegt wird, der über eine längere Zeitspanne die aufgrund der jeweiligen Ursache nicht eingespeisten Einspeise- energiemengen erfasst.
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