EP4154371A1 - Verfahren zur stabilisierung der gleichspannung in einem gleichstromnetz und gleichspannungswandler zur verbindung eines pv-generators mit einem gleichstromnetz - Google Patents

Verfahren zur stabilisierung der gleichspannung in einem gleichstromnetz und gleichspannungswandler zur verbindung eines pv-generators mit einem gleichstromnetz

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EP4154371A1
EP4154371A1 EP21728049.4A EP21728049A EP4154371A1 EP 4154371 A1 EP4154371 A1 EP 4154371A1 EP 21728049 A EP21728049 A EP 21728049A EP 4154371 A1 EP4154371 A1 EP 4154371A1
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EP
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power
bus
voltage
network
generator
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Application number
EP21728049.4A
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English (en)
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Inventor
Andreas KNOBLOCH
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SMA Solar Technology AG
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SMA Solar Technology AG
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Filing date
Publication date
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Pending legal-status Critical Current

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Definitions

  • the invention relates to the maintenance and stabilization of a direct current network (DC network) for supplying electrical consumers (loads).
  • DC network direct current network
  • DC loads can be connected to such a DC network via direct voltage converters (DC / DC converters) and / or alternating current consumers (AC loads) via inverters (DC / AC converters).
  • DC / DC converters direct voltage converters
  • AC loads alternating current consumers
  • DC / AC converters inverters
  • converters for connecting the DC network to an alternating current network (AC network) electrical energy storage devices and energy generation systems with energy sources and other DC / DC converters can be connected to the DC network.
  • the energy sources can in particular include photovoltaic generators (PV generators) or wind turbines.
  • Control of the electrical parameters of the DC network is necessary for stable operation of the DC network.
  • it is necessary to stabilize the DC voltage to a value in a permissible range around a nominal voltage in order to operate the loads on the DC network reliably.
  • Selected components of the DC network can autonomously contribute to the stabilization of the DC voltage or can be controlled accordingly by suitable control units.
  • transient DC voltage stability An essential criterion for the stability of a DC network is the so-called transient DC voltage stability.
  • a transient process such as a sudden switch-on or switch-off of a large load leads to a sudden power imbalance in the DC network.
  • This power imbalance causes the direct voltage to deviate from the nominal value in particular and must be compensated for as quickly as possible in order to keep the direct voltage within the permissible range.
  • an instantaneous reserve is necessary in particular, which reacts quickly and reliably to deviations in the direct voltage from the nominal voltage and provides a suitable instantaneous reserve power to compensate for the power imbalance.
  • the direct voltage U DC in particular is a characteristic network variable.
  • the direct voltage U DC depends on the energy and active power balance between inflow IN and outflow OUT at the DC network capacitance C DC , according to:
  • the direct voltage U DC is in a DC network according to in their rate of change U DC limited by means of an electrical energy storage device, which is represented by the capacitance C DC ,
  • DC networks often have a direct voltage intermediate circuit (DC bus) to which a large number of individual electrical components can be connected.
  • the components can be spatially spaced apart considerably and, during operation, exchange electrical power with the DC bus via corresponding electrical lines.
  • the power exchanged by a component with the DC bus can depend on its respective operating status or can be specified in a targeted manner.
  • Many components have converter units via which electrical power flows, for example, from the DC bus into a consumer or a memory or from a memory or an energy generation unit into the DC bus.
  • a unidirectional or bidirectional connection of sources and sinks with the DC bus is characteristic of such a DC network, with the sources and sinks being connected to the DC bus via power converters.
  • the DC bus has a limited energy storage capacity, which can be predetermined by a dedicated intermediate circuit capacity and / or capacities in the converter units themselves. So that the DC network can be operated stably at the nominal voltage or in a voltage range around the nominal voltage, suitable control and / or regulation methods are necessary to stabilize the DC voltage in the DC bus.
  • a converter arranged between the DC and AC networks can help stabilize the AC network in the event of a network fault in the AC network by providing AC control power and thus be used to capacity in such a way that the converter no longer makes a significant contribution to stabilizing the DC voltage can afford.
  • Energy generation systems with renewable energy sources such as photovoltaics (PV) or wind can be connected to the DC bus and feed electrical power into the DC bus, which is usually based on the maximum available power of the respective energy source.
  • the renewable energy source is used to the maximum; on the other hand, the volatile nature of the available power of the energy source can lead to power fluctuations that can negatively affect the DC voltage in the DC bus.
  • a chopper resistor or a controllable dump load can be arranged in the DC network and, if the DC voltage in the DC bus exceeds a threshold value, switched in parallel to the DC bus via power electronic switches before the DC voltage reaches an impermissible level. As soon as the DC voltage has decreased sufficiently, the chopper resistor is disconnected from the DC bus again. This process is repeated when the DC voltage in the DC bus rises above the threshold value again.
  • the use of such a chopper resistance has a number of disadvantages, in particular an additional space requirement and strong heating when implementing a high excess power, which is associated with an increased risk of fire in sensitive environments and / or a considerable amount of cooling.
  • a specific design of the required chopper resistance for an extensive, especially a public DC network and for large excess power is time-consuming, complex and expensive.
  • an overvoltage can occur in the following cases, the probability of an impermissible overvoltage in the DC bus increasing the higher the nominal voltage U DC0 in the DC bus:
  • An electric drive connected to the DC bus can switch from a motor to a generator in certain operating states, e.g. when electrically braking a robot arm, an elevator in buildings, a centrifuge, a pump, a cable car when going downhill, or an electric vehicle. A part of the rotational energy of the drive is fed back into the DC circuit and thus leads to an excess of power in the DC bus.
  • the braking time can be several seconds or even minutes, depending on the process.
  • controllable resistors can therefore be connected to the DC bus or can be connected to the DC network.
  • these resistors are activated and burn off excess power when the DC voltage exceeds a defined threshold value.
  • Such chopper resistors can also be used if feeding back into another electrical network would jeopardize its stability, so that it cannot be fed back into this other network, or not sufficiently.
  • a converter that is arranged between a DC network and a higher-level network and supplies the DC network with considerable electrical power from the higher-level network can be obliged to help stabilize the higher-level network.
  • the higher-level network is an AC network with low inertia and / or high electrical power in the megawatt range is regularly exchanged between the DC network and the higher-level network, it may be necessary for the DC network to display a virtual inertia of inertia provide instantaneous reserve power for the higher-level network by means of the DC / AC converter.
  • the active power of the DC / AC converter can be varied depending on the deviation of the network frequency in the AC network from a nominal frequency and, alternatively or additionally, proportionally to the frequency gradient of the network frequency.
  • HVDC network direct current transmission network
  • a correspondingly large energy store is required for this, which can be arranged either in or on the DC / AC converter or otherwise in the DC network and can be controlled accordingly.
  • An actual provision of the instantaneous reserve for the AC network by a converter which is intended to supply a DC network from a higher-level network, can cause a sudden significant power imbalance in the DC network.
  • overvoltages in the DC bus can occur if a DC / AC converter suddenly increases the feed into the DC network due to an overfrequency in the higher-level AC network or suddenly has to reduce a supply from the DC network and thus a power surplus in the DC network effects.
  • the overvoltage potentially resulting therefrom in the DC network can in turn be counteracted by heating up the excess power in a chopper resistor, in particular if the energy cannot be used or stored otherwise.
  • Such behavior of a converter arranged between the DC network and the higher-level network endangers the voltage stability of the DC network if the conflict of objectives that emerges here is resolved in favor of the stabilization of the higher-level network.
  • network protection mechanisms in AC networks with low inertia i.e. in particular with a decreasing proportion of synchronous machines, will require an increasingly longer time to trigger and rectify faults, and consequently increasing fault durations can be expected.
  • DC / AC converters do not contribute to stabilizing the DC voltage in the DC bus for a longer period of time, so that alternative control mechanisms are required to stabilize the DC bus voltage.
  • the invention is based on the object of providing a cost-effective and robust solution for voltage maintenance and for protection against transient overvoltages in DC networks.
  • the DC network comprises a DC bus which has the direct voltage.
  • a power generation system and at least one load are connected to the DC bus, and the DC bus is connected to a higher-level network.
  • An electrical network power is exchanged between the DC bus and the higher-level network, which is varied in order to keep the DC voltage in the DC bus at a nominal voltage.
  • the energy generation system comprises a PV generator that is connected to the DC bus via a DC voltage converter and exchanges electrical generator power with the DC bus.
  • the generator power is set to a normal operating power in a normal operating mode by the DC / DC converter depending on an MPP power of the PV generator, the normal operating power being set variably in a predetermined relation to the MPP power of the PV generator or independently of the MPP power of the PV generator is permanently set.
  • the direct voltage in the DC bus is monitored by the power generation system.
  • the generator power is set to a grid support power as a function of the DC voltage in the DC bus in order to counteract a power imbalance between the total electrical power supplied to the DC bus and the total power withdrawn from the DC bus, with the grid support power in Depending on a deviation of the direct voltage from its nominal value and / or on a rate of change of the direct voltage is set.
  • Such a DC network includes non-PV power converters, in particular those that exchange electrical network power between the DC bus and the energy supply network and take over the steady-state regulation of the DC bus voltage in normal operation.
  • the aim here is to keep the DC bus voltage in a permissible voltage range around the nominal voltage U NOM by appropriately varying the electrical network power.
  • the control dynamics of these non-PV power converters is, however, comparatively slow and characterized by a temporarily or permanently limited power consumption. For this reason, non-PV power converters can only keep the DC bus voltage within the permissible voltage range around the nominal voltage to a limited extent or not at all in grid support operation, which can occur in DC networks in particular due to the effects described above.
  • the power generation system can make a decisive contribution to stabilizing the direct voltage in the DC bus in grid support mode.
  • the DC / DC converter of the power generation system is characterized by a comparatively high level of control dynamics, so that the contribution of the power generation system also counteracts transient overvoltages. In particular, the avoidance of overvoltages due to the effects described at the beginning is considerably improved.
  • the generator output can be set in grid support mode if the DC voltage in the DC bus exceeds a specified limit value.
  • the power generation system specifically counteracts overvoltages in the DC bus.
  • the generator power can be set by clocking power semiconductors of the DC / DC converter.
  • a PV voltage applied to the PV generator is set to a normal operating voltage by means of a first clock rate, for example to the MPP voltage or a voltage that deviates from the MPP voltage.
  • the generator power is reduced by operating the DC / DC converter using a second clock rate in such a way that the PV voltage changes in the direction of the DC voltage.
  • the grid support mode occurs and the DC / DC converter is operated at the second clock rate when the DC voltage in the DC bus exceeds a limit value or a value deviating upwards from the limit value by one hysteresis. If the DC voltage falls below the limit value or a value deviating from the limit value by one hysteresis, the normal operating mode re-enters and the DC / DC converter is operated at the first clock rate.
  • the DC / DC converter is preferred in the Grid support mode is not clocked at all, in that the second clock rate has the value zero or one, depending on the specific topology, so that the greatest possible voltage gradient between DC voltage in the DC bus and PV voltage is used, taking into account any capacitances and inductances of the DC / DC converter.
  • the PV voltage can be matched to the direct voltage in the DC bus.
  • the DC voltage converter can also be operated in grid support mode in such a way that the PV voltage is increased further compared to the DC voltage when the PV voltage has adjusted to the DC voltage and the DC voltage in the DC bus continues to exceed the limit value .
  • the difference between the normal operating power and the grid support power i.e. the control power of the power generation plant, can be increased further, so that even higher power imbalances can be compensated for in the DC network.
  • the sign of the generator power can change, so that the feed-in of generator power from the PV generator into the DC bus, which predominates in normal operation, is replaced by a return feed of generator power from the DC bus to the PV generator.
  • the generator output is therefore preferably changed by increasing the PV voltage (so-called right-hand derating, i.e. downward regulation in the direction of the open-circuit voltage of the PV generator).
  • a corresponding change by lowering the PV voltage in the direction of a short circuit is basically also possible, with feedback in this case being effected by reversing the polarity of the voltage on the PV generator.
  • the grid support power is preferably lower than the normal operating power by a currently provided PV control power.
  • the grid backup power can have an opposite sign to the normal operating power if the deviation of the direct voltage in the DC bus from its nominal value and / or if the rate of change of the direct voltage in the DC bus requires a PV control power amount that is greater than the current MPP power and therefore it is also greater than the normal operating power of the PV generator.
  • the power generation system is able to provide a PV control power to stabilize the DC voltage in the DC bus, which significantly exceeds the MPP power of the PV generator.
  • the PV control power can thus be at least the sum of the current MPP power and the nominal power of the PV generator.
  • the rate of change of the direct voltage is determined from a derivation of a voltage measurement or from a current measurement.
  • the determination of the rate of change of the direct voltage from a current measurement makes considerably less demands on the necessary measurement technology and is also faster and more precise, since there is no need to create a derivation.
  • An energy storage device that exchanges storage power with the DC bus can be connected to the DC bus.
  • the storage power can be zero in normal operating mode or it can include loading the storage.
  • the storage capacity can include discharging the storage unit in order to counteract a reduction in the direct voltage in the DC bus compared to its nominal value.
  • the energy store makes a complementary contribution to stabilizing the DC voltage in the DC bus by counteracting an under voltage, while the energy generation system is set up to counteract an overvoltage.
  • the storage capacity can be increased if necessary in order to counteract a power deficit in the DC bus, and the PV output can be reduced if necessary in order to counteract a power surplus in the DC bus.
  • a charge state of the energy store can be aimed for which is between 90% and 100% of the charge capacity of the energy store. This means that a large part of the capacity of the energy store is available for feeding in stabilizing control power in the event of a power deficit. This is only possible if the energy storage device is not responsible for stabilizing the DC voltage in the event of an excess power in the DC network, in that in such a case the energy generation system provides the necessary stabilizing control power.
  • the DC bus is connected to the higher-level network via a bidirectional power converter.
  • the bidirectional power converter is designed as a DC / DC converter if the higher-level network includes another DC network.
  • the bidirectional power converter is designed as an inverter if the higher-level network comprises an alternating voltage network (AC network).
  • the electrical network power which is exchanged between the DC bus and the higher-level network via the bidirectional power converter, can be adjusted in particular as a function of the electrical properties of the higher-level network to stabilize the higher-level network.
  • the network power does not contribute, or at least not preferably, to stabilize the DC voltage in the DC bus, but can, on the contrary, have a destabilizing effect.
  • this effect is effectively overcompensated by the provision of control power by the power generation system, so that the bidirectional power converter can provide control power to stabilize the higher-level network without affecting the stabilization of the DC voltage in the DC bus.
  • the DC bus can be connected to a supply network based on DC voltage via the DC voltage converter and at the same time via the inverter to an energy supply network based on AC voltage and can exchange both DC network power and AC network power. This creates a further degree of freedom for the method, which can be used for optimal utilization of the energy generated by the PV generator, in particular if one of the higher-level networks is not available or only available to a limited extent for the exchange of network power.
  • network power can flow from the DC bus into the AC network and / or the further DC network.
  • the network power can include an excess power which corresponds to a difference between the generator power generated by the energy generation system and the power consumed by the consumer and / or the machine.
  • a DC / DC converter for connecting a PV generator to a DC bus of a DC network is set up to exchange electrical power between the PV generator and the DC bus and comprises a controller which is set up to carry out a method according to the preceding description .
  • a method for stabilizing the direct voltage in a DC bus comprises at least one PV generator coupled to the DC bus via a DC voltage converter, the PV DC voltage converter being set up to
  • PV power is provided that is dependent on the amplitude, the deviation from the nominal value and / or the rate of change of the direct voltage in the DC bus or on the amplitude of the current in the DC bus or in a partial capacity of the DC bus .
  • the method is characterized in that any power imbalances in the DC bus are counteracted by means of the PV generator, so that an undesired increase in the DC bus voltage due to the power imbalance can be slowed down or completely prevented. Electrical power can be fed back into the PV generator so that the PV generator is effectively involved in stabilizing the DC bus voltage under any irradiation conditions.
  • the invention represents a more cost-effective solution for improving voltage maintenance and for protecting against transient overvoltages in a DC network
  • chopper resistors including their peripherals such as cooling, control and measurement technology can be saved. Due to its flat construction and its constant contact with the surrounding air, the PV generator is well cooled and therefore offers a favorable surface for dissipating heat dissipation. The PV generator is therefore suitable for dissipating considerable excess power, so that ideally there is no need for any chopper resistors in the DC network.
  • further existing system components can be used according to the invention, for example parts of the measurement technology of the PV-DC / DC converter that is already available for normal operation.
  • PV generators can be very easily connected to DC networks, possibly in the form of a retrofit solution.
  • the control strategy of the other DC bus-coupled converters does not have to be changed, or only needs to be changed slightly.
  • the operation of the PV generator to stabilize the DC bus voltage can be activated depending on a threshold value for the DC bus voltage, with the PV generator working on the MPP in normal operation as long as the DC bus voltage is less than the Threshold deviates from a nominal value.
  • the switch-on threshold can be smaller, equal to or larger than further switch-on thresholds of other actuators in the DC network that are also involved in stabilizing the DC voltage.
  • the contribution of the energy generation system to stabilizing the DC bus voltage can be quantified differently depending on the size ratio between the nominal output of the PV generator and the nominal output of the other parties involved in the DC network.
  • the PV generator can provide control power that slows down the voltage increase, stops it or even reverses it and returns the DC voltage in the DC bus towards the nominal value.
  • the PV power can be returned to the normal operating power as soon as other actuators on the DC bus react to the overvoltage and, for their part, provide control power in order to return the DC voltage in the DC bus to a permitted range around its nominal value.
  • Fig. 1 shows a DC network in a first embodiment
  • Fig. 2 shows a DC network in a second embodiment
  • FIG. 3 shows a characteristic curve from an embodiment of a method for stabilizing a direct voltage in a DC network
  • FIG. 5 shows a characteristic curve from a further embodiment of a method for stabilizing a direct voltage in a DC network
  • FIG. 6 shows a control from an embodiment of a method for stabilizing a direct voltage in a DC network
  • FIG. 8b shows time curves of a direct voltage in a DC network and of the power of a fault and a PV generator in the DC network.
  • DC network 1 shows a DC network 1 with a DC bus 10 for transferring energy between various electrical units 11-18. Electrical power flows between these units 11-18 within the DC network 1 via the DC bus 10.
  • a DC network 1 can in particular be located in an industrial environment, for example a factory or a production plant, and have a considerable spatial extent , for example, dozens or hundreds of square meters.
  • the DC bus 10 is connected to a superordinate AC network 11 and / or to a further DC network 12.
  • the AC network 11 can in particular comprise a public energy supply network 11a, while the further DC network 12 comprises, for example, a higher-level or adjacent supply network 12a.
  • DC bus 10 Electrical power can be exchanged between the DC bus 10 and the AC network 11 or the DC network 12 by a bidirectional inverter (DC / AC converter) 11b between the DC bus 10 and the power supply network 11a or a bidirectional one Direct voltage converter (DC / DC converter) 12b is arranged between DC bus 10 and supply network 12a.
  • An electrical AC network power is drawn from the energy supply network 11a via the DC / AC converter 11b and fed into the DC bus 10 or vice versa.
  • An electrical DC network power is drawn from the supply network 12a via the DC / DC converter 12b and fed into the DC bus 10 or vice versa.
  • the power supply unit 13b is set up to take electrical consumer power from the DC bus 10 and to make it available to the consumer 13a in a suitable form with regard to current and voltage.
  • the power supply 13b can in particular comprise a DC / DC converter and / or an inverter, possibly an inverter with a variable output frequency.
  • the actual consumer power flowing from the DC bus 10 into the load 13 can be set both by the consumer 13a and the power supply unit 13b, in particular also as a function of a higher-level control unit, for example a process controller (not shown).
  • the consumer power can be specified by a higher-level control unit in such a way that the system strives for safe and continuous operation.
  • the consumer power is generally to be taken as given in the context of the operation of the DC network 10 and can only be modified in exceptional cases for other reasons, for example to help stabilize the DC network.
  • the load 13 can have considerable repercussions on the DC bus 10 due to its operation, in particular if the consumer 13a carries out switching operations and / or has a rotating flywheel and thus an electromechanical inertia that generates considerable currents by accelerating and braking the flywheel.
  • the load 13 can alternatively or additionally have a consumer 13a, the consumer power of which can be modified within certain limits without fundamentally influencing the operation of the consumer 13a.
  • the load 13 may have a Include electrolyzer, which has a nominal power and can be operated in a working range around and below the nominal power.
  • Such an electrolyzer can be connected to the DC bus 10 via a power supply unit 13b, the power supply unit 13b being able to change the consumer power of the electrolyzer on the basis of an external control signal or also independently as a function of electrical measured values.
  • a machine 14 which has a generator 14a and a bidirectional DC / AC converter 14b, can be connected to the DC bus.
  • the machine 14 can exchange electrical machine power with the DC bus 10, the generator 14a being driven externally depending on the operating mode, for example by an internal combustion engine, so that the DC / AC converter 14b feeds electrical power into the DC bus, and / or develops driving force itself in that the DC / AC converter 14b takes electrical power from the DC bus 10 and feeds it into the generator 14a.
  • the machine power actually exchanged with the machine 14 can be specified via a control signal and / or set independently by the machine 14.
  • the DC network 10 can have a reserve load 15 which is intended to help stabilize the DC network.
  • the reserve load can have a load resistor 15a, in particular a so-called chopper resistor, into which an electrical reserve power is fed by means of a DC / DC converter 15b.
  • the reserve load 15 can in particular absorb excess power from the DC bus 10, which is then only converted into heat in the load resistor 15a and is therefore not available, or only available to a very limited extent, for further use.
  • the actual reserve power can be specified via a control signal and / or set independently by the reserve load 15, in particular as a function of electrical parameters of the DC bus 10, for example the direct voltage U_DC in the DC bus 10.
  • An electrical energy store 16 can also be connected to the DC bus 10.
  • the energy store 16 can in particular have a battery 16a which is connected to the DC bus 10 via a DC / DC converter 16b. Electrical storage power can be fed into the battery 16a or withdrawn from the battery 16a via the DC / DC converter 16b.
  • the actual storage capacity can be specified via a control signal and / or set independently by the energy storage device 16.
  • the DC network can furthermore include energy generation systems, in particular a wind energy system (WEA) 17 and / or a photovoltaic system (PV system) 18.
  • the wind energy system 17 can include a wind turbine 17a that generates electrical wind energy power and via an AC / DC Converter 17b feeds DC bus 10.
  • the PV system 18 can include a PV generator 18a, which can generate electrical PV power via a DC / DC converter 18b is fed into the DC bus 10.
  • the actual wind energy output and the actual PV output are based on the maximum possible output of the wind turbine 17a or the PV generator 18a in order to fully utilize the energy from these regenerative sources.
  • the PV generator 18a can feed the maximum possible PV power into the DC network via the controllable DC / DC converter 18b, largely independently of the DC voltage in the DC bus 10.
  • a correspondingly suitable DC / DC converter 18b can be used, for example a step-up converter, a step-down converter or a two-quadrant converter.
  • the DC / DC converter 18b generally comprises an arrangement of power semiconductors, ie in particular diodes and switches, as well as capacitances and / or inductances, the power semiconductors being able to be operated clocked to achieve a desired transformation ratio between the direct voltage in the DC bus 10 and to generate the PV voltage U_PV at the PV generator 18a.
  • a DC network 1 according to FIG. 1 can be operated in such a way that the renewable energy from the wind turbine 17 and the PV system 18 is preferably used to cover the power requirements of the loads 13 and possibly the machines 14. Any additional electrical power required can, if necessary, be drawn temporarily from the energy store 16 and / or in the longer term from the AC network 11 and / or the DC network 12. Conversely, if there is an excess of power in the DC network 1, electrical power can optionally be temporarily fed into the reserve load 15 and / or into the energy store 16 or fed into the AC network 11 and / or into the DC network 12 for a longer period of time.
  • FIG. 2 shows a DC network 1 which is largely identical to the DC network 1 according to FIG. 1.
  • the reserve load 15 in the DC network 1 according to FIG. 2 is only optional, ie it can be omitted. Any excess power in the DC bus 10, which was generated in particular by the energy generation systems 17, 18 but does not flow to the load 13 or the machine 14, can be fed into the AC network 11 and / or the further DC network 12 as well may be used to charge the energy store 16.
  • the energy store 16 can be almost fully charged in the normal operating mode, ie have a state of charge between 90% and 100% of the charge capacity.
  • FIGS. 3-8 specific embodiments of the method according to the invention for operating the DC network 1 are explained.
  • FIG. 3 shows an embodiment of the method according to the invention in which the PV power P_PV is changed as a function of the direct voltage U_DC in the DC bus 10 along a Pp V (U DC ) characteristic.
  • the specific dependence of the PV power P_PV on the direct voltage U_DC in the DC bus 10 can be specified by a characteristic curve which, according to FIG.
  • the direct voltage U_DC in the DC bus 10 is in the range of the nominal voltage U_Nom.
  • the PV system 18 works in the normal operating mode and feeds the normal operating power P_0 into the DC bus 10.
  • the normal operating power P_0 can correspond to the maximum possible MPP power of the PV generator 18a or be based on the MPP power, i.e. for example 90% of the MPP power, and in this respect be variable with fluctuating MPP power; alternatively, the normal operating power P_0 can have a fixed value that is smaller than the MPP power, independently of the MPP power. In area I, there is therefore no or only a slight limitation of the PV power compared to the MPP power.
  • the direct voltage U_DC in the DC bus 10 is increased compared to the nominal voltage U_Nom.
  • the PV system 18 changes to a grid support mode, and the PV power P_PV is curtailed according to a P PV ( . U DC ) characteristic curve.
  • the voltage U_PV at the PV generator 18a can be changed in the direction of the open circuit voltage of the PV generator 18a. If the direct voltage U_DC in the DC bus 10 is higher than the open circuit voltage of the PV generator 18a, the voltage U_PV at the PV generator 18a thus approaches the direct voltage U_DC in the DC bus 10.
  • the PV power P_PV can go back to zero with increasing DC voltage U_DC and become negative in the further course, ie it electrical power can be fed back into the PV generator 18a.
  • the characteristic curve can run along the upper characteristic curve limit 40.
  • a stronger, that is to say disproportionate, down regulation can take place, so that the P PV ( . U DC ) characteristic curve has a non-linear profile in the characteristic curve range 42. This is particularly useful when additional measured values are used and indicate instabilities, for example when there is a high rate of change the direct voltage U_DC or a high direct current I_DC occurs in the DC bus 10 (compare FIG. 4 and FIG. 5).
  • FIG. 4 shows a further embodiment of the method according to the invention, in which the PV system 18 provides an instantaneous DC reserve; this corresponds to a virtual inertia or a virtual increase in the capacity of the DC bus 10, in that the PV system 18 adjusts the PV power exchanged with the DC bus 10 in accordance with FIG. 4.
  • the instantaneous DC reserve is provided by the PV system 18 by increasing the PV power P_PV as a function of the rate of change of the direct voltage U DC is set.
  • the PV power P_PV is in a normal operating mode, ie when the rate of change is below a first limit value, set to the normal operating power P_0 in the order of magnitude of the MPP power.
  • the PV power is reduced compared to the normal operating power P_0.
  • the PV system 18 thus reacts to a rapid change in Direct voltage U_DC in the DC bus 10 with a proportional or disproportionate change in the PV power P_PV.
  • the change in PV power or PV current counteracts the deviation and the rate of change of the direct voltage U_DC and, if necessary, includes a feed back into the PV generator 18a, ie a negative PV power according to FIG. 4
  • the specific dependency of the PV power P_PV on the rate of change of the direct voltage (J DC can be specified by a characteristic curve that runs in a characteristic curve range that, analogous to FIG
  • a family of characteristics can be specified from which, during operation, a characteristic curve to be used is selected on the basis of further parameters, for example on the basis of the current direct voltage U_DC in the DC bus 10.
  • FIG. 5 shows a further embodiment of the method according to the invention, in which the PV system 18 provides an instantaneous DC reserve.
  • the PV power P_PV is set as a function of an amplitude of a direct current I_DC in the DC bus 10.
  • the direct current I_DC can be determined from a measurement of a partial current I_DCX in a partial capacity C_DCX of the DC bus 10 with the total capacity C_DC.
  • the instantaneous DC reserve according to FIG. 5 is provided by the PV system 18 in that the PV power P_PV is set as a function of the partial current I_DCX.
  • the partial current I_DCX can be measured on a partial capacity C_DCX, for example on an output capacity of the PV-DC / DC converter 18b.
  • the partial current l_DCX is in the same ratio to the direct current l_DC in the DC bus 10 as the partial capacity C_DCX to the total capacity C_DC of the D-bus 10.
  • a corresponding scaling factor for determining the total current l_DC from the partial current l_DCX can be used when the DC network 1 or be determined continuously.
  • only a current measurement is necessary here, and in particular a derivation of the direct voltage U_DC can be dispensed with.
  • the PV power P_PV is set to the normal operating power P_0 in a normal operating mode, ie when the partial current I_DCX is below a first limit value I_DCX, 1. If the partial current I_DCX exceeds the first limit value I_DCX, 1, the PV power reduced compared to normal operating power P_0.
  • the PV power P_PV follows a characteristic curve which, analogously to FIGS. 3 and 4, runs within a characteristic curve range which is spanned by an upper and a lower characteristic curve limit and which can run non-linearly within the characteristic curve range.
  • the PV system 18 Due to the proportional or disproportionate change in the PV power P_PV according to FIG. 5 depending on the amplitude of the DC bus current I_DC or the partial current I_DCX, the PV system 18 affects the change and the rate of change of the direct voltage U_DC in the DC bus 10 against.
  • the change in the PV power P_PV can include feeding back into the PV generator 18a. If the partial current I_DCX exceeds a second limit value I_DCX, 2, the maximum possible feedback power -Pc en can be fed back into the PV generator 18a.
  • the deviation of the direct voltage U_DC in the DC bus 10 from its nominal value U_Nom is limited, reduced and, in the ideal case, completely avoided.
  • FIG. 6 shows an embodiment of a specific control 60 and its effect on the direct voltage U_DC in the DC bus 10 within the scope of the method according to the invention.
  • the embodiments explained with reference to FIGS. 3 to 5 can be combined by means of the control 60.
  • the mechanisms of this embodiment of the method according to the invention and the resulting reaction of the direct voltage U_DC to sudden power imbalances in the DC bus 10, that is, in the event of a sudden, strongly unbalanced power balance AP P, N - P 0UT in the DC, are shown on the basis of FIG. 6 and the following explanations -Bus 10 explained.
  • the total capacity C_DC of the DC bus 10 is virtually increased by C v T by a differential control component of the control system 60, in that the PV system 18 converts the PV power P_PV in
  • the aim is to balance the power balance in the DC bus 10 by means of an additional proportional control component of the control 60, in that the PV system 18, possibly supported by the energy store 16, adjusts its output as a function of the direct voltage U_DC itself or of the deviation of the direct voltage U_DC from its nominal value (compare FIG. 3 and the associated description).
  • the proportional control component has a voltage-holding function in that a power imbalance in the DC bus 10 is at least reduced and a drifting away of the direct voltage U_DC is slowed down.
  • further converters can be connected to the DC bus 10, which converters can also be set up to return the direct voltage U_DC in the DC bus 10 to the nominal value.
  • These further converters in particular a bidirectional inverter (DC / AC converter) 11b between DC bus 10 and power supply network 11a or a bidirectional DC voltage converter (DC / DC converter) 12b between DC bus 10 and supply network 12a (compare FIGS and 2) in the event of a persistent deviation of the direct voltage U_DC from its nominal value, the power exchanged with the DC bus 10 can likewise suitably change in order to compensate for the power imbalance; this corresponds to an additional integrating control component which can be implemented in the control 60 or as part of a higher-level control of the DC network 1.
  • This integrating control component contributes to the return of the direct voltage U_DC to the nominal value U_Nom and can be implemented with reduced dynamics.
  • the transient overvoltages are already effectively countered by the PV system 18 by means of the proportional and differential control components of the control 60, in that these control components limit the gradient of the direct voltage U_DC or contribute to voltage maintenance.
  • the direct voltage U_DC in the DC bus 10 is returned to a voltage band around its nominal value;
  • the change in the PV power P_PV can be successively withdrawn within the framework of the proportional or integral control component of the control 60, so that the PV power P_PV is returned to the normal operating power.
  • the full DC instantaneous reserve of the PV system 18 is available.
  • FIG. 7 shows an embodiment of a power generation system 18 with a bidirectional DC / DC converter 18b for connecting the PV generator 18a to the DC bus 10.
  • the DC / DC converter 18b can be located between the PV generator 18a and the DC bus 10 be arranged and master the voltage translation types boost and buck with different energy flow directions.
  • the DC / DC converter 18b can be designed as a two-quadrant converter.
  • the DC / DC converter 18b For a transfer of electrical power from the PV generator 18a to the DC bus 10, the DC / DC converter 18b includes a step-up converter 71 with a first switch S_L and a first diode D_H, and vice versa for feeding back from the DC bus 10 into the PV -Generator 18a has a buck converter 72 with a second switch S_H and a second diode D_L.
  • the DC / DC converter 18b thus in particular has a half-bridge with the power semiconductors S_L, S_H, D_L and D_H and, through suitable timing of the switches S_L and S_H, enables a needs-based exchange of power between the PV generator 18a and DC bus 10.
  • the PV voltage U_PV adjusts to the direct voltage U_DC in the DC bus 10.
  • electrical power can be fed back from the DC bus 10 into the PV generator 18a by bridging the first diode D_H by closing the switch S_H.
  • the PV voltage U_PV to be set in normal operating mode which is based on the MPP voltage of the PV generator, can be less than or equal to the direct voltage U_DC in the DC bus 10.
  • the PV generator 18a can be designed in such a way that the system voltage is also used in the PV Energy recovery mode is not exceeded. In this case, the PV voltage is always lower than or equal to the maximum direct voltage U_DC in the DC bus 10 and can be set by means of a step-up converter. If, on the other hand, the PV generator design is such that the PV voltage U_PV can assume higher values than the direct voltage U_DC in the DC bus 10, a multi-quadrant controller can be used for feedback.
  • Figures 8a and 8b show examples of time curves of the direct voltage U_DC and the power P in the DC bus 10 of a DC network 1 for two different cases.
  • power curves 83, 85 of the powers P in the DC bus 10 over the time t the dotted line 81 representing the power balance in the DC bus 10.
  • the direct voltage U_DC corresponds to the nominal voltage U_0 at a point in time t ⁇ t1, the sum of the powers fed into the DC bus 10 and the sum of the powers drawn from the DC bus 10 being approximately the same; in other words, there is no imbalance of power and the dotted line 81 is at zero.
  • a linearly increasing disturbance of the power equilibrium begins, which is caused, for example, by a consumer 13a with decreasing consumer power, a braking generator 14a or a wind turbine 17 with increasing wind power output, and the dotted line 81 rises.
  • the direct voltage U_DC also rises in the DC bus 10 and, at time t2, exceeds a threshold value U_max or a value U_max + ⁇ U which deviates from the threshold value U_max by a hysteresis.
  • a load resistor 15a is then activated and takes an electrical reserve power from the DC bus 10, represented by the power curve 83, as a result of which the direct voltage U_DC drops again.
  • the result is a clocked reserve power with the power curve 83 and the voltage curve 82.
  • the duty cycle of the clocked reserve power ie the load resistance 15a
  • the disturbance of the power equilibrium has reached a value which roughly corresponds to the instantaneous reserve power of the load resistor 15a, so that the load resistor 15a remains activated for relatively long periods of time in order to establish the power equilibrium and to stabilize the direct voltage U_DC.
  • the disturbance continues to rise, the reserve power would no longer be sufficient to stabilize the direct voltage U_DC in the DC bus 10 and the direct voltage U_DC would continue to rise.
  • the disturbance falls back to zero, for example when a consumer 13a (again) increases its consumer power, or when other control reserves connected to the DC bus 10 but reacting more slowly take excess power from the DC bus 10 , in particular due to an integrating control component and / or on request of a higher-level control of the DC network.
  • the pulse duty factor of the power curve 83 is correspondingly reduced. That is at time t4
  • the power balance in the DC bus 10 is restored, the direct voltage U_DC i DC bus 10 corresponds to the nominal voltage U_0, and the load resistor 15a is deactivated.
  • the direct voltage U_DC at a point in time t ⁇ t1 again corresponds to the nominal voltage U_0, i.e. there is no disturbance of the power equilibrium and the dotted line 81 is at zero.
  • a PV system 18 feeds MPP power P_MPP from a PV generator 18a into the DC bus 10 via a DC / DC converter 18b.
  • a linearly increasing disturbance of the power equilibrium begins, i.e. both the dotted line 81 and the direct voltage U_DC increase.
  • the direct voltage U_DC in the DC bus 10 exceeds the threshold value U_max or a value U_max + ⁇ U which deviates from the threshold value U_max by a hysteresis.
  • the DC / DC converter 18b then changes its operating mode in such a way that the PV voltage moves away from the MPP in the direction of the direct voltage U_DC.
  • the DC / DC converter 18b can interrupt a pulsing of its power semiconductors so that the direct voltage U_DC in the DC bus 10 is applied to the PV generator 18a via any capacitances and inductances of the DC / DC converter 18b.
  • the PV power fed into the DC bus represented by the power curve 85, decreases. This counteracts the excess power in the DC bus 10, so that the direct voltage U_DC drops again.
  • the DC / DC converter 18b When the direct voltage U_DC is again below the threshold value U_max or below a value U_max- ⁇ U which deviates by one hysteresis from the threshold value U_max, the DC / DC converter 18b is operated again in such a way that the PV voltage is moved again in the direction of MPP , in particular by resuming the clocking of the power semiconductors of the DC / DC converter 18b, and the PV power increases.
  • the direct voltage U_DC then rises again above the threshold value U_max or above U_max + ⁇ U, and so on.
  • the PV generator 18a is able to receive feedback power in the order of magnitude of its nominal power.
  • the PV system 18 can thus provide a reserve power that always comprises at least the nominal power of the PV generator 18a and more than twice the current MPP power of the PV generator 18a in order to at least limit a power imbalance due to a correspondingly large disturbance and to stabilize the direct voltage U_DC.
  • a PV generator 18a which is powered by a suitable DC / DC converter 18b is connected to the DC bus 10, similar to how a load resistor 15a can be operated in order to contribute to the sufficiently rapid stabilization of the direct voltage in the DC bus 10.
  • a load resistor 15a has a linear, time-invariant, invariable U / I characteristic.
  • a PV generator has a non-linear, time-variant U / I characteristic curve, the equivalent internal resistance of which decreases with increasing voltage.
  • This non-linearity of the PV characteristic curve can advantageously be used to stabilize the direct voltage in the DC bus 10 and in particular to avoid overvoltages in the DC bus 10.
  • the PV voltage rises above the MPP voltage, the PV current decreasing exponentially with increasing PV voltage and becoming negative at PV voltages above the PV open circuit voltage . Due to the steep slope of the PV characteristic curve at voltages above the MPP, even small changes in the PV voltage cause relatively large changes in the PV current.
  • the specifically desired operating point on the PV characteristic must be permanently monitored and set by means of suitable control of the DC / DC converter.
  • a PV generator 18a can absorb the simple nominal PV power as feedback power even without irradiation, ie in the dark, with a somewhat higher current compared to the load resistance being the same due to lower PV voltages Nominal power flows.
  • full irradiation on the PV generator 18a ie in normal operation close to the PV nominal power, almost twice the PV nominal power is available as reserve power by reducing the PV power from the MPP power to zero and also a power in the order of magnitude of the nominal PV power is fed back into the PV generator 18a.
  • a PV system 18 thus provides at least as much reserve power as a reserve load 15 with a comparable nominal power, the available reserve power of the PV system 18 increasing to twice the PV nominal power with increasing irradiation.
  • a corresponding operating point is usually set without delay, provided that parasitic effects are negligible.
  • the PV generator 18a is operated via a power electronic DC / DC converter 18b, which can include, for example, smoothing filters with inductive and / or capacitive filter energy stores, the operating point of the PV generator 18a is not shifted arbitrarily quickly, but with a time delay that depends on the size of the filter energy store and the maximum permissible electrical values. This delay can be minimized by using advanced power semiconductors and / or by increasing the switching frequency and / or by reducing the filter energy storage, if necessary.
  • the rate of change in current on the filter energy storage device must be greater than the rate of change in voltage in the DC bus 10.
  • suitable precautions must be taken to prevent excessive compensating currents, overvoltages and / or excessive electrical power and damage to components of the DC / DC converter 18b when applying the direct voltage U_DC in the DC bus 10 to the PV generator 18a.
  • the determination and monitoring of the currents flowing in the DC / DC converter 18b and the voltages that occur in any case within the scope of the usual regulation of the DC / DC converter 18b can be used.
  • the power semiconductors of the DC / DC converter 18b responsible for the voltage adjustment can be bridged, for example with an additional switched line.
  • AC network a power supply network b DC / AC converter DC network a supply network b DC / DC converter load a consumer b power supply
  • PV system a PV generator b DC / DC converter, 41 characteristic curve limitation

Abstract

Es wird ein Verfahren beschrieben zur Stabilisierung einer Gleichspannung in einem DC-Netz (1), das einen an ein übergeordnetes Netz (11,12) angeschlossenen DC-Bus (10) umfasst, an den eine Energieerzeugungsanlage (18) und mindestens eine Last (13) angeschlossen sind. Zwischen dem DC-Bus und dem übergeordneten Netz wird eine variable elektrische Netzleistung ausgetauscht, um eine Gleichspannung im DC-Bus bei einer Nennspannung zu halten. Die Energieerzeugungsanlage umfasst einen PV-Generator (18a), der über einen Gleichspannungswandler (18b) mit dem DC-Bus verbunden ist und mit dem DC-Bus eine elektrische Generatorleistung austauscht. Die Generatorleistung wird in einem Normalbetriebsmodus durch den Gleichspannungswandler in Abhängigkeit von einer MPP-Leistung des PV-Generators auf eine Normalbetriebsleistung eingestellt. In einem Netzstützungsmodus wird die Generatorleistung in Abhängigkeit von der Gleichspannung im DC-Bus auf eine Netzstützungsleistung eingestellt, um einem Leistungsungleichgewicht zwischen der dem DC-Bus insgesamt zugeführten elektrischen Leistung und der dem DC-Bus insgesamt entnommenen Leistung entgegen zu wirken.

Description

Verfahren zur Stabilisierung der Gleichspannung in einem Gleichstromnetz und Gleichspannungswandler zur Verbindung eines PV-Generators mit einem Gleichstromnetz
TECHNISCHES GEBIET DER ERFINDUNG
Die Erfindung betrifft die Aufrechterhaltung und Stabilisierung eines Gleichstromnetzes (DC- Netz) zur Versorgung von elektrischen Verbrauchern (Lasten). An ein derartiges DC-Netz können Gleichstromverbraucher (DC-Lasten) über Gleichspannungswandler (DC/DC- Wandler) und/oder Wechselstromverbraucher (AC-Lasten) über Wechselrichter (DC/AC- Wandler) angeschlossen sein. Daneben können Umrichter zur Verbindung des DC-Netzes mit einem Wechselstromnetz (AC-Netz), elektrische Energiespeicher sowie Energieerzeugungsanlagen mit Energiequellen und weiteren DC/DC-Wandlern an das DC- Netz angeschlossen sein. Die Energiequellen können dabei insbesondere Photovoltaik- Generatoren (PV-Generatoren) oder Windturbinen umfassen.
Zum stabilen Betrieb des DC-Netzes ist eine Regelung der elektrischen Parameter des DC- Netzes notwendig. Insbesondere ist eine Stabilisierung der Gleichspannung auf einen Wert in einem zulässigen Bereich um eine Nennspannung erforderlich, um die Verbraucher am DC- Netz zuverlässig zu betreiben. Dabei können ausgewählte Komponenten des DC-Netzes autonom zur Stabilisierung der Gleichspannung beitragen oder durch geeignete Steuereinheiten entsprechend gesteuert werden.
Ein wesentliches Kriterium für die Stabilität eines DC-Netzes ist insbesondere die sogenannte transiente DC-Spannungsstabilität. Ein transienter Vorgang wie beispielsweise ein plötzliches Einschalten oder Ausschalten einer großen Last führt zu einem plötzlichen Leistungs ungleichgewicht im DC-Netz. Dieses Leistungsungleichgewicht verursacht insbesondere eine Abweichung der Gleichspannung vom Nennwert und muss schnellstmöglich ausgeglichen werden, um die Gleichspannung im zulässigen Bereich zu halten. Dazu ist insbesondere eine sogenannte Momentanreserve notwendig, die schnell und zuverlässig auf Abweichungen der Gleichspannung von der Nennspannung reagiert und eine geeignete Momentan-Reserve- leistung zum Ausgleich des Leistungsungleichgewichts bereitstellt. STAND DER TECHNIK
In DC-Netzen mit einer DC-Netzkapazität CDC ist insbesondere die Gleichspannung UDC eine charakteristische Netzgröße. Die Gleichspannung UDC hängt von der Energie- und Wirkleistungsbilanz zwischen Zufluss IN und Abfluss OUT an der DC-Netzkapazität CDC ab, und zwar gemäß:
Insbesondere wenn die resultierende DC-Netzkapazität CDC kostengünstig aufgebaut ist und daher im DC-Bus lediglich eine in Summe kleine Energiemenge zwischengespeichert ist, verursachen Betriebszustände, bei denen Energie in den DC-Bus fliest, ohne in ausreichendem Maße abfließen zu können, einen schnellen Anstieg der Gleichspannung im DC-Bus. Dies kann zur Abschaltung von elektromechanischen Geräten und damit beispielsweise im industriellen Umfeld zu einem Prozessstopp oder im ungünstigsten Fall zu einer Gerätezerstörung führen.
Hinsichtlich der Stabilisierung der Gleichspannung und der gleichberechtigten Leistungsaufteilung in DC-Netzen sind Konzepte bekannt, die auf einer dezentralen Droop- Regelung basieren. Dabei wird in einem DC-Netz die Gleichspannung UDC gemäß in ihrer Anderungsrate UDC mittels eines elektrischem Energiespeicher begrenzt, der durch die Kapazität CDC repräsentiert wird,
• in ihrer Abweichung vom Nennwert AUDC = UDC - UDC0 begrenzt, indem die in den DC-Bus einfließende Leistung P,N und die aus dem DC-Bus rausfließende Leistung P0UT gemäß P(t/Dc)-Statik angeglichen werden,
• zurück auf ihren Nennwert UDC0 geführt, indem die dazu notwendige Energie W = f (P,N - PQUT ) dt und Leistung AP = P,N - P0UT bereitgestellt wird.
DC-Netze weisen häufig einen Gleichspannungszwischenkreis (DC-Bus) auf, an den eine Vielzahl einzelner elektrischer Komponenten angeschlossen sein kann. Die Komponenten können räumlich erheblich beabstandet sein und im Betrieb über entsprechende elektrische Leitungen elektrische Leistungen mit dem DC-Bus austauschen. Die von einer Komponente mit dem DC-Bus ausgetauschte Leistung kann von ihrem jeweiligen Betriebszustand abhängen oder gezielt vorgegeben werden. Viele Komponenten weisen dabei Stromrichtereinheiten auf, über die elektrische Leistung beispielsweise vom DC-Bus in einen Verbraucher oder einen Speicher oder aus einem Speicher oder einer Energieerzeugungseinheit in den DC-Bus fließt. Charakteristisch für ein solches DC-Netz ist somit eine uni- oder bidirektionale Verbindung von Quellen und Senken mit dem DC-Bus, wobei die Quellen und Senken über Stromrichter mit dem DC-Bus verbunden sind. Der DC-Bus weist eine begrenzte Energiespeicherkapazität auf, die durch eine dezidierte Zwischenkreiskapazität und/oder Kapazitäten in den Stromrichtereinheiten selbst vorgegeben sein kann. Damit das DC-Netz stabil bei der Nennspannung oder in einem Spannungsbereich um die Nennspannung betrieben werden kann sind daher geeignete Steuer- und/oder Regelungsverfahren zur Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus notwendig.
In einem derartigen DC-Netz können Betriebszustände auftreten, in denen Energie in den DC- Bus fließt, ohne in ausreichendem Maße abfließen zu können, oder umgekehrt. Dadurch kann es zu unzulässigen Abweichungen der Gleichspannung von der Nennspannung kommen. Dies tritt insbesondere beim elektrischen Abbremsen eines elektrischen Antriebs oder auch bei einer stark unterschiedlichen Dynamik von Energie zuführenden und Energie abführenden Stromrichtern auf. Wenn die aus dem DC-Netz abfließende Leistung zu einem wesentlichen Anteil aus einem übergeordneten AC-Netz bezogen wird, können zudem Netzfehler im AC- Netz die DC-Spannung erheblich beeinflussen. Beispielsweise kann ein zwischen DC- und AC-Netz angeordneter Stromrichter durch Bereitstellung von AC-Regelleistung zur Stabilisierung des AC-Netzes im Falle eines Netzfehlers im AC-Netz beitragen und dadurch derart ausgelastet sein, dass der Stromrichter keinen wesentlichen Beitrag zur Stabilisierung der Gleichspannung mehr leisten kann.
Im DC-Netz sind demnach Vorrichtungen und Verfahren zur Spannungshaltung notwendig, um die Gleichspannung im DC-Bus im zulässigen Bereich um die Nennspannung zu halten. An dieser Regelungsaufgabe können sich die am DC-Bus angeschlossenen Einheiten in unterschiedlichem Maße beteiligen, wobei nicht alle Einheiten in dem System konstruktiv zur Spannungshaltung beitragen können. Insbesondere solche Einheiten, die an industriellen Prozesse mitwirken, beispielsweise Motoren oder Aktoren, können nicht oder nur sehr begrenzt zur Spannungshaltung beitragen, da ihr Betrieb und damit ihre Leistungsaufnahme sich an den industriellen Prozessen selbst orientieren. Solche weitgehend autark operierende Einheiten benötigen vielmehr eine möglichst konstante Gleichspannung im DC-Bus, die eine störungsfreie Leistungsaufnahme für den Betrieb dieser Einheiten ermöglicht, wobei teils strenge Anforderungen an die stationäre Genauigkeit sowie an das Führungsverhalten und insbesondere an das Störverhalten bei der Regelung der Prozessgrößen bestehen. Energieerzeugungsanlagen mit erneuerbaren Energiequellen wie Photovoltaik (PV) oder Wind können an den DC-Bus angeschlossen sein und eine elektrische Leistung in den DC-Bus ein speisen, die in der Regel an der maximal verfügbaren Leistung der jeweiligen Energiequelle ausgerichtet ist. Dadurch wird die erneuerbare Energiequelle maximal ausgeschöpft; andererseits kann die volatile Natur der verfügbaren Leistung der Energiequelle zu Leistungs schwankungen führen, die die Gleichspannung im DC-Bus negativ beeinflussen können.
Ein Chopper-Wderstand bzw. eine steuerbare Dump Load können im DC-Netz angeordnet und bei Überschreiten eines Schwellwerts durch die Gleichspannung im DC-Bus über leistungselektronische Schalter parallel zum DC-Bus geschaltet werden, bevor die Gleichspannung eine unzulässige Höhe erreicht. Sobald die Gleichspannung ausreichend abgenommen hat, wird der Chopper-Wderstand wieder vom DC-Bus getrennt. Dieser Vorgang wiederholt sich, wenn die Gleichspannung im DC-Bus wieder über den Schwellwert ansteigt. Die Verwendung eines solchen Chopper-Wderstands hat jedoch eine Reihe von Nachteilen, insbesondere einen zusätzlichen Platzbedarf sowie eine starke Erhitzung bei Umsetzung einer hoher Überschussleistung, mit der eine erhöhte Brandgefahr in sensiblen Umgebungen und/oder ein erheblicher Kühlaufwand einhergeht. Zudem ist eine konkrete Auslegung der benötigten Chopper-Wderstände für ein ausgedehntes, insbesondere ein öffentliches DC-Netz sowie für große Überschussleistungen aufwändig, komplex und teuer.
In einem DC-Netz kann z.B. in folgenden Fällen eine Überspannung auftreten, wobei die Wahrscheinlichkeit für eine unzulässige Überspannung im DC-Bus steigt, je höher die Nennspannung UDC0 im DC-Bus ist:
Elektrisches Abbremsen eines elektrischen Antriebs
Ein mit dem DC-Bus verbundener elektrischer Antrieb kann in bestimmten Betriebszuständen vom Motor zum Generator werden, z.B. beim elektrischen Abbremsen eines Roboterarms, eines Fahrstuhls in Gebäuden, einer Zentrifuge, einer Pumpe, einer Seilbahn bei der Bergabfahrt, oder eines Elektrofahrzeugs. Ein Teil der Rotations-Energie des Antriebs wird dabei in den DC-Kreis zurückgespeist und führt dadurch zu einem Leistungsüberschuss im DC-Bus. Beim Abbremsen eines elektrischen Antriebs mit konstantem Bremsmoment kann die Bremsdauer je nach Prozess mehrere Sekunden oder sogar Minuten betragen.
Um eine Beschädigung von Komponenten durch eine aus der Rückspeisung der Bremsenergie resultierende Spannungserhöhung im DC-Bus zu verhindern, müssen Gegenmaßnahmen ergriffen werden, um die Gleichspannung im DC-Bus unterhalb eines maximal zulässigen Wertes zu halten. Zu diesem Zweck sind aus dem Stand der Technik verschiedene Lösungsansätze bekannt. Mittels einer sogenannten AC-Crowbar kann das Abbremsen elektrischer Antriebe durch AC- seitigen Kurzschluss der Generatorwicklung über schaltbare Widerstände erfolgen. Diese Schaltung ist sehr robust und kommt oft für die Notausfunktion einer Industrieanlage zum Einsatz. Nachteilig ist daran jedoch, dass ein zusätzlicher Wderstand sowie dessen geeignete Ansteuerung und Kühlung vorgesehen werden müssen, letzteres insbesondere, wenn eine hohe Überschussleistung über längere Zeit aufgenommen werden muss.
Weitere bekannte Lösungen umfassen eine Abführung der Überschussenergie aus dem DC- Bus bzw. aus dem Antrieb über einen Bypass am DC-Bus vorbei in ein (anderes) elektrisches Netz oder in einen Energiespeicher. Dies funktioniert soweit, wie die stromabführenden Stromrichter die entsprechende Überschussleistung tatsächlich umsetzen und in eine entsprechende Senke einspeisen können und nicht etwa bereits selbst ausgelastet sind.
Eine Abführung der Überschussleistung zur weiteren Verwendung in einem Speicher und/oder einem AC-Netz ist nicht möglich, wenn kein Energiespeicher verfügbar ist oder wenn zwischen DC-Bus und einem übergeordneten AC-Netz lediglich unidirektionale AC/DC-Gleichrichter angeordnet sind. Alternativ oder zusätzlich können daher steuerbare Wderstände (sogenannte Chopper-Widerstände oder Dump Loads) am DC-Bus angeschlossen bzw. mit dem DC-Netz verbindbar sein. In der Regel werden diese Widerstände aktiviert und verheizen überschüssige Leistung, wenn die Gleichspannung einen definierten Schwellwert überschreitet. Solche Chopper-Wderstände können zudem angewendet werden, wenn eine Rückspeisung in ein anderes elektrische Netz dessen Stabilität gefährden würde, so dass nicht oder nicht ausreichend in dieses andere Netz zurück gespeist werden kann.
Bereitstellung von Regelleistung und Netzstützung für das öffentliche AC-Netz durch DC/AC-Stromrichter zwischen DC-Netz und AC-Netz
Ein Stromrichter, der zwischen einem DC-Netz und einem übergeordneten Netz angeordnet ist und das DC-Netz mit einer erheblichen elektrischen Leistung aus dem übergeordneten Netz versorgt, kann dazu verpflichtet sein, zur Stabilisierung des übergeordneten Netzes beizutragen. Insbesondere wenn das übergeordnete Netz ein AC-Netz mit geringer Schwungmassenträgheit ist und/oder regelmäßig hohe elektrische Leistungen im Megawatt- Bereich zwischen DC-Netz und dem übergeordneten Netz ausgetauscht werden, kann es erforderlich sein, dass das DC-Netz eine virtuelle Schwungmassenträgheit darzustellt und eine unmittelbar verfügbare Momentanreserveleistung für das übergeordnete Netz mittels des DC/AC-Stromrichters bereitzustellt. Die Wrkleistung des DC/AC-Stromrichters kann in Abhängigkeit von der Abweichung der Netzfrequenz im AC-Netz von einer Nominalfrequenz sowie alternativ oder zusätzlich proportional zum Frequenzgradienten der Netzfrequenz variiert werden. Beispielsweise kann von Stromrichtern, die an das Europäische Verbundnetz oder ein Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsnetz (HGÜ-Netz) angeschlossen sind, gefordert werden, ihre volle positive bzw. negative Nennleistung für mindestens 500 Millisekunden als Momentanreserve zur Verfügung stellen zu können. Dazu ist ein entsprechend großer Energiespeicher erforderlich, der entweder im oder am DC/AC-Strom- richter oder anderweitig im DC-Netz angeordnet und entsprechend ansteuerbar sein kann.
Eine tatsächliche Bereitstellung der Momentanreserve für das AC-Netz durch einen Strom richter, der an sich zur Versorgung eines DC-Netzes aus einem übergeordneten Netz vorgesehen ist, kann ein plötzliches signifikantes Leistungsungleichgewicht im DC-Netz hervorrufen. Insbesondere können Überspannungen im DC-Bus auftreten, wenn ein DC/AC- Stromrichter aufgrund einer Überfrequenz im übergeordneten AC-Netz eine Einspeisung in das DC-Netz plötzlich erhöhen bzw. einen Bezug aus dem DC-Netz plötzlich verringern muss und somit einen Leistungsüberschuss im DC-Netz bewirkt. Der daraus potentiell resultierenden Überspannung im DC-Netz kann wiederum durch ein Verheizen der Überschussleistung in einem Chopper-Widerstand entgegengewirkt werden, insbesondere wenn die Energie nicht anderweitig verwendet oder gespeichert werden kann.
Eine ähnliche Situation ergibt sich bei einem Netzfehler im übergeordneten Netz, wobei zwischen einem Netzspannungseinbruch und einem Netzspannungsanstieg zu unterscheiden ist. Temporäre Netzspannungseinbrüche infolge von Kurzschlüssen im übergeordneten Netz werden gemäß normativer Anforderungen bis zur Fehlerklärung vom netzseitigen Stromrichter durchfahren, indem proportional zur Spannungseinbruchstiefe für eine definierte Zeit priorisiert ein Blindstrom eingespeist wird (sogenanntes Fault-Ride-Through, FRT). Dabei kann sich der Stromrichter nicht (mehr) an der Stabilisierung des DC-Netzes beteiligen, da die Bereitstellung des FRT-Blindstroms gegenüber dem Austausch der notwendigen Wirkleistung priorisiert ist. Dadurch kann der Wirkleistungsaustausch zwischen DC-Netz und AC-Netz im Extremfall für die gesamte FRT-Fehlerdauer komplett unterbrochen werden. Ein solches Verhalten eines zwischen DC-Netz und übergeordnetem Netz angeordneten Stromrichters gefährdet die Spannungsstabilität des DC-Netzes, wenn der hier zu Tage tretende Zielkonflikt zugunsten der Stabilisierung des übergeordneten Netzes aufgelöst wird. Zudem ist absehbar, dass Netzschutzmechanismen in AC-Netzen mit geringer Schwungmassenträgheit, d.h. insbesondere mit einem abnehmenden Anteil an Synchronmaschinen, eine zunehmend längere Zeit bis zur Auslösung und Fehlerbeseitigung benötigen und infolgedessen mit zunehmenden Fehlerdauern zu rechnen ist. Dies führt dazu, dass DC/AC-Stromrichter für eine längere Zeit nicht zur Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus beitragen, so dass es alternativer Regelungsmechanismen zur Stabilisierung der DC-Busspannung bedarf.
Darüber hinaus kann eine kurzzeitig erhöhte Rückspeisung aus dem übergeordneten Netz in den DC-Bus und damit ein schneller Spannungsanstieg im DC-Bus auftreten, wenn die AC- Netzspannung nach Klärung eines Kurzschlussfehlers im übergeordneten Netz wiederkehrt und/oder wenn eine temporäre Überspannung im übergeordneten Netz vorliegt. Zusätzlich kann es bei unsymmetrischen Netzfehlern im übergeordneten Netz zu einem unsymmetrischen Leistungsaustausch zwischen DC-Netz und dem übergeordneten Netz kommen. Dadurch können Schwingungen in der DC-Spannung entstehen, die ebenfalls zu Überspannungen führen können.
Falls derartige Leistungsungleichgewichte im DC-Netz durch sowieso vorhandene Komponenten im DC-Netz, etwa regelbare elektrische Antriebe, nicht schnell genug ausgeglichen werden können, kann gemäß Stand der Technik auf Chopper-Widerstände oder eine elektronische Last zurückgegriffen werden.
AC-seitige Begrenzung oder Nennleistungsbetrieb der netzseitigen Stromrichter bei voller Netzeinspeisung aus dem DC-Teilnetz in ein öffentliches Energienetz
Aus wirtschaftlicher Sicht kann es erstrebenswert sein, alle Verbraucher im DC-Netz mit Energie aus erneuerbaren Quellen zu versorgen, die an das DC-Netz selbst angeschlossen sind, und überschüssige Energie in ein übergeordnetes Netz einzuspeisen. Dabei können Situationen auftreten, in denen die Stromrichter, die Leistung aus dem DC-Netz in das übergeordnete Netz abführen, bereits nahe ihrer zulässigen Maximalleistung arbeiten. Alternativ oder zusätzlich kann die Einspeisung in das übergeordnete Netz zumindest zeitweise begrenzt werden, beispielsweise aufgrund eines Leistungsüberschusses im übergeordneten Netz. Dadurch existiert kaum Spielraum, um sich an der Stabilisierung der DC-Spannung zu beteiligen, etwa zusätzliche überschüssige Leistung aus dem DC-Netz in das übergeordnete Netz zu transferieren.
Im Falle eines plötzlichen Leistungsüberschusses im DC-Bus könnte somit zur DC- Spannungshaltung die überschüssige Leistung entweder irgendwo verbraucht werden, was aus prozesstechnischen Gründen nicht immer möglich ist, oder in einem Chopper-Widerstand verheizt werden, insbesondere wenn andere Komponenten im DC-Teilnetz ihre Leistung nicht oder nicht schnell genug geeignet ändern können. Des Weiteren sind aus dem Stand der Technik folgende Maßnahmen zum Schutz vor Überspannungen in einem DC-Netz bekannt:
Eine größere Auslegung der DC-Zwischenkreiskapazität, in jedem DC-seitig gekoppelten Stromrichter individuell oder im DC-Netz insgesamt, ist insbesondere aufgrund der benötigten Hardware aufwändig und teuer.
Eine schnellere Regelung der Stromrichter zwischen DC-Netz und einem übergeordnetem Netz ist mit herkömmlichen Stromrichtern nicht immer möglich und erfordert teurere Bauteile. Aus der EP 1 929 604 A1 ist bekannt, Brückenschalter eines Stromrichters kurzzuschließen; dies kann bei einer länger andauernden Überspannung zu einer hohen Erwärmung der Schalter führen und ist insofern nur kurzfristig anwendbar.
AUFGABE DER ERFINDUNG
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, eine kostengünstige und robuste Lösung zur Spannungshaltung und zum Schutz vor transienten Überspannungen in DC-Netzen bereitzustellen.
LOSUNG
Die Aufgabe wird durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Patentanspruchs 1 sowie durch einen Gleichspannungswandler mit den Merkmalen des Patentanspruchs 15 gelöst. Bevorzugte Ausführungsformen sind in den abhängigen Patentansprüchen definiert.
BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
Bei einem Verfahren zur Stabilisierung einer Gleichspannung in einem DC-Netz umfasst das DC-Netz einen DC-Bus, der die Gleichspannung aufweist. An den DC-Bus sind eine Energie erzeugungsanlage und mindestens eine Last angeschlossen, und der DC-Bus ist an ein übergeordnetes Netz angeschlossen. Zwischen dem DC-Bus und dem übergeordneten Netz wird eine elektrische Netzleistung ausgetauscht, die variiert wird, um eine Gleichspannung im DC-Bus bei einer Nennspannung zu halten. Die Energieerzeugungsanlage umfasst einen PV- Generator, der über einen Gleichspannungswandler mit dem DC-Bus verbunden ist und mit dem DC-Bus eine elektrische Generatorleistung austauscht. Die Generatorleistung wird in einem Normalbetriebsmodus durch den Gleichspannungswandler in Abhängigkeit von einer MPP-Leistung des PV-Generators auf eine Normalbetriebsleistung eingestellt, wobei die Normalbetriebsleistung in vorgegebener Relation zur MPP-Leistung des PV-Generators variabel eingestellt wird oder unabhängig von der MPP-Leistung des PV-Generators fest eingestellt wird. Die Gleichspannung im DC-Bus wird durch die Energieerzeugungsanlage überwacht. In einem Netzstützungsmodus wird die Generatorleistung in Abhängigkeit von der Gleichspannung im DC-Bus auf eine Netzstützungsleistung eingestellt, um einem Leistungsungleichgewicht zwischen der dem DC-Bus insgesamt zugeführten elektrischen Leistung und der dem DC-Bus insgesamt entnommenen Leistung entgegen zu wirken, wobei die Netzstützungsleistung in Abhängigkeit von einer Abweichung der Gleichspannung von ihrem Nennwert und/oder von einer Änderungsrate der Gleichspannung eingestellt wird. Ein solches DC-Netz umfasst Nicht-PV-Stromrichter, insbesondere solche, die eine elektrische Netzleistung zwischen dem DC-Bus und dem Energieversorgungsnetz austauschen und im Normalbetrieb die stationäre Regelung der DC-Bus-Spannung übernehmen. Dabei wird angestrebt, die DC-Bus-Spannung in einem zulässigen Spannungsband um die Nennspannung U NOM ZU halten, indem die elektrische Netzleistung geeignet variiert wird. Die Regeldynamik dieser Nicht-PV-Stromrichter ist jedoch vergleichsweise langsam und durch eine zeitweise oder dauerhaft begrenzte Leistungsaufnahmefähigkeit gekennzeichnet. Daher können Nicht-PV-Stromrichter in einem Netzstützungsbetrieb, der insbesondere aufgrund der eingangs beschriebenen Effekte in DC-Netzen auftreten kann, die DC-Bus-Spannung nur eingeschränkt oder gar nicht innerhalb des zulässigen Spannungsbandes um die Nennspannung halten. Durch die Einstellung der Generatorleistung auf eine Netzstützungs leistung kann die Energieerzeugungsanlage im Netzstützungsbetrieb einen entscheidenden Beitrag zur Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus liefern. Dabei zeichnet sich der Gleichspannungswandler der Energieerzeugungsanlage durch eine vergleichsweise hohe Regeldynamik aus, so dass durch den Beitrag der Energieerzeugungsanlage auch transienten Überspannungen entgegengewirkt wird. Insbesondere die Vermeidung von Überspannungen aufgrund der eingangs beschriebenen Effekte wird erheblich verbessert.
Konkret kann die Einstellung der Generatorleistung im Netzstützungsmodus erfolgen, wenn die Gleichspannung im DC-Bus einen vorgegebenen Grenzwert übersteigt. Dadurch wirkt die Energieerzeugungsanlage gezielt Überspannungen im DC-Bus entgegen. Insbesondere kann die Generatorleistung dabei durch eine Taktung von Leistungshalbleitern des Gleichspannungswandlers eingestellt werden. Im Normalbetriebsmodus wird dazu eine am PV-Generator anliegende PV-Spannung mittels einer ersten Taktrate auf eine Normalbetriebs spannung eingestellt, beispielsweise auf die MPP-Spannung oder eine von der MPP- Spannung abweichende Spannung. Im Netzstützungsmodus wird die Generatorleistung demgegenüber reduziert, indem der Gleichspannungswandler derart mittels einer zweiten Taktrate betrieben wird, dass die PV-Spannung sich in Richtung der Gleichspannung ändert.
In einer Ausführungsform des Verfahrens tritt der Netzstützungsmodus ein und der Gleichspannungswandler wird mit der zweiten Taktrate betrieben, wenn die Gleichspannung im DC-Bus einen Grenzwert oder einen um eine Hysterese vom Grenzwert nach oben abweichenden Wert überschreitet. Wenn die Gleichspannung den Grenzwert oder einen um eine Hysterese vom Grenzwert nach unten abweichenden Wert unterschreitet, tritt wieder der Normalbetriebsmodus ein und der Gleichspannungswandler wird mit der ersten Taktrate getaktet betrieben. Durch die Einstellung der Netzstützungsleistung anhand einer Änderung der Taktrate des Gleichspannungswandlers, die die Generatorspannung in Richtung der Gleichspannung im DC-Bus treibt, ist eine besonders effektive Reaktion auf eine Überspannung im DC-Bus möglich. Bevorzugt wird der Gleichspannungswandler im Netzstützungsmodus gar nicht getaktet, indem die zweite Taktrate je nach konkreter Topologie den Wert null bzw. eins aufweist, so dass unter Berücksichtigung etwaiger Kapazitäten und Induktivitäten des Gleichspannungswandlers der größtmögliche Spannungsgradient zwischen Gleichspannung im DC-Bus und PV-Spannung genutzt wird.
Bei Verwendung einer zweiten Taktrate von null bzw. eins kann die PV-Spannung an die Gleichspannung im DC-Bus angeglichen werden. In einer Ausführungsform des Verfahrens kann der Gleichspannungswandler im Netzstützungsmodus darüber hinaus derart betrieben werden, dass die PV-Spannung gegenüber der Gleichspannung weiter angehoben wird, wenn die PV-Spannung sich an die Gleichspannung angeglichen hat und die Gleichspannung im DC-Bus den Grenzwert weiterhin überschreitet. Dadurch kann die Differenz zwischen der Normalbetriebsleistung und der Netzstützungsleistung, mithin die Regelleistung der Energieerzeugungsanlage, weiter erhöht werden, so dass noch höhere Leistungsungleich gewichte im DC-Netz ausgeglichen werden können. Dabei kann sich das Vorzeichen der Generatorleistung ändern, so dass eine im Normalbetrieb vorherrschende Einspeisung von Generatorleistung aus dem PV-Generator in den DC-Bus durch eine Rückspeisung von Generatorleistung aus dem DC-Bus in den PV-Generator ersetzt wird.
Die Änderung der Generatorleistung erfolgt somit bevorzugt durch Erhöhung der PV- Spannung (sogenanntes Rechts-Derating, d.h. Abregelung in Richtung der Leerlaufspannung des PV-Generators). Eine entsprechende Änderung durch Absenken der PV-Spannung in Richtung Kurzschluss ist grundsätzlich auch möglich, wobei eine Rückspeisung in diesem Fall durch ein Umpolen der Spannung am PV-Generator bewirkt werden kann.
Bevorzugt ist die Netzstützungsleistung um eine aktuell bereitgestellte PV-Regelleistung kleiner als die Normalbetriebsleistung. Die Netzstützungsleistung kann ein umgekehrtes Vorzeichen gegenüber der Normalbetriebsleistung aufweisen, wenn die Abweichung der Gleichspannung im DC-Bus von ihrem Nennwert und/oder wenn die Änderungsrate der Gleichspannung im DC-Bus einen PV-Regelleistungsbetrag erfordert, der größer als die aktuelle MPP-Leistung und damit auch größer als die Normalbetriebsleistung des PV- Generators ist. Anders ausgedrückt ist die Energieerzeugungsanlage in der Lage, eine PV- Regelleistung zur Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus bereitzustellen, die die MPP- Leistung des PV-Generators deutlich übersteigt. Die PV-Regelleistung kann somit mindestens die Summe aus der aktuellen MPP-Leistung und der Nennleistung des PV-Generators betragen.
In einer Ausführungsform des Verfahrens wird die Änderungsrate der Gleichspannung aus einer Ableitung einer Spannungsmessung oder aus einer Strommessung ermittelt. Insbesondere die Ermittlung der Änderungsrate der Gleichspannung aus einer Strommessung stellt erhebliche geringere Anforderungen an die notwendige Messtechnik und ist zudem schneller und genauer, da auf die Bildung einer Ableitung verzichtet werden kann.
An den DC-Bus kann ein Energiespeicher angeschlossen sein, der eine Speicherleistung mit dem DC-Bus austauscht. Die Speicherleistung kann im Normalbetriebsmodus gleich null sein oder ein Laden des Speichers umfassen. Im Netzstützungsmodus kann die Speicherleistung ein Entladen des Speichers umfassen, um einer Reduzierung der Gleichspannung im DC-Bus gegenüber ihrem Nennwert entgegen zu wirken. Insofern trägt der Energiespeicher komplementär zur Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus bei, indem er einer Unter spannung entgegenwirkt, während die Energieerzeugungsanlage dazu eingerichtet ist, einer Überspannung entgegenzuwirken.
Konkret kann in dem Netzstützungsbetrieb die Speicherleistung gegebenenfalls erhöht werden, um einem Leistungsdefizit im DC-Bus entgegen zu wirken, und die PV-Leistung gegebenenfalls gesenkt werden, um einem Leistungsüberschuss im DC-Bus entgegen zu wirken. Dabei kann in dem Normalbetriebsmodus ein Ladezustand des Energiespeichers angestrebt werden, der zwischen 90% und 100% der Ladekapazität des Energiespeichers liegt. Damit steht ein Großteil der Kapazität des Energiespeichers für die Einspeisung von stabilisierender Regelleistung im Falle eines Leistungsdefizits zur Verfügung. Dies ist nur möglich, wenn der Energiespeicher nicht zur Stabilisierung der Gleichspannung im Falle eines Leistungsüberschusses im DC-Netz zuständig ist, indem in einem solchen Fall die Energie erzeugungsanlage die notwendige stabilisierende Regelleistung zur Verfügung stellt.
In einer weiteren Ausführungsform Verfahren ist der DC-Bus über einen bidirektionalen Leistungswandler mit dem übergeordneten Netz verbunden. Der bidirektionale Leistungs wandler ist dabei als Gleichspannungswandler ausgeführt, wenn das übergeordnete Netz ein weiteres DC-Netz umfasst. Alternativ ist der bidirektionale Leistungswandler als Wechsel richter ausgeführt, wenn das übergeordnete Netz ein Wechselspannungsnetz (AC-Netz) umfasst. Die elektrische Netzleistung, die überden bidirektionalen Leistungswandler zwischen dem DC-Bus und dem übergeordneten Netz ausgetauscht wird, kann insbesondere in Abhängigkeit von elektrischen Eigenschaften des übergeordneten Netzes zur Stabilisierung des übergeordneten Netzes eingestellt werden. Dabei trägt die Netzleistung in bestimmten Situationen, insbesondere wenn Regelleistung zur Stabilisierung des übergeordneten Netzes bereitgestellt werden muss, gerade nicht oder zumindest nicht bevorzugt zur Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus bei, sondern kann im Gegenteil destabilisierend wirken. Dieser Effekt wird jedoch durch die Bereitstellung von Regelleistung durch die Energieerzeugungs anlage effektiv überkompensiert, so dass der bidirektionale Leistungswandler Regelleistung zur Stabilisierung des übergeordneten Netzes bereitstellen kann, ohne dass dadurch die Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus beeinträchtigt wird. Der DC-Bus kann über den Gleichspannungswandler mit einem Versorgungsnetz auf Gleich spannungsbasis und gleichzeitig über den Wechselrichter mit einem Energieversorgungsnetz auf Wechselspannungsbasis verbunden sein und sowohl eine DC-Netzleistung als auch eine AC-Netzleistung austauschen. Dadurch entsteht ein weiterer Freiheitsgrad für das Verfahren, der zur optimalen Verwertung der vom PV-Generator erzeugten Energie genutzt werden kann, insbesondere wenn eines der übergeordneten Netze nicht oder nur eingeschränkt für den Austausch von Netzleistung verfügbar ist.
Zudem kann in dem Normalbetriebsmodus eine Netzleistung von dem DC-Bus in das AC-Netz und/oder das weitere DC-Netz fließen. Die Netzleistung kann dabei im Normalbetriebsmodus eine Überschussleistung umfassen, die einer Differenz zwischen der von der Energieerzeugungsanlage erzeugten Generatorleistung und der von dem Verbraucher und/oder der Maschine verbrauchten Leistung entspricht.
Ein Gleichspannungswandler zur Verbindung eines PV-Generators mit einem DC-Bus eines DC-Netzes ist zum Austausch elektrischer Leistung zwischen dem PV-Generator und dem DC-Bus eingerichtet und umfasst eine Steuerung, die dazu eingerichtet ist, ein Verfahren gemäß der vorangehenden Beschreibung auszuführen.
Zusammenfassend wurde ein Verfahren zur Stabilisierung der Gleichspannung in einem DC- Bus offenbart, dass insbesondere zum Schutz vor Überspannungen im DC-Bus aufgrund transienter Leistungsungleichgewichte zwischen Erzeugung und Verbrauch in einem DC-Netz geeignet ist. Das betreffende System umfasst mindestens einen am DC-Bus über einen Gleichspannungswandler gekoppelten PV-Generator, wobei der PV-Gleichspannungswandler dazu eingerichtet ist,
- Leistung bzw. Strom aus dem PV-Generator zu entnehmen und in den DC-Bus zu speisen sowie optional Leistung bzw. Strom aus dem DC-Bus zu entnehmen und in den PV-Generator zu speisen;
- die DC-Bus-Spannung zu überwachen,
- alternativ oder zusätzlich den Stromfluss im DC-Bus bzw. in einer Teilkapazität des DC-Bus zu überwachen, insbesondere mittels eines in Reihe zur DC-Bus-(Teil-)Kapazität angeordneten Stromsensors,
- den PV-Generator im Normalbetriebsmodus unabhängig von der DC-Bus-Spannung im oder nahe dem Punkt maximaler Leistungsabgabe (MPP) zu betreiben,
- seine Betriebsweise abweichend von den im Normalbetriebsmodus vorgesehenen Regelungszielen, insbesondere unabhängig vom MPP des PV-Generators abzuwandeln, um in einem Netzstützungsmodus insbesondere einer Änderung der Gleichspannung im DC-Bus entgegenzuwirken, und - im Netzstützungsmodus die PV-Leistung kontrolliert abzuregeln, d.h. Strom, Leistung und Arbeitspunkt auf der Kennlinie des PV-Generators zu ändern, und ggfs. Leistung in den PV- Generator zu speisen und dort in Wärme umzuwandeln.
Im Netzstützungsmodus wird eine PV-Leistung bereitgestellt, die abhängig ist von der Amplitude, der Abweichung vom Nominalwert und/oder der Änderungsrate der Gleichspannung im DC-Bus bzw. von der Amplitude des Stroms im DC-Bus oder in einer Teilkapazität des DC-Bus.
Das Verfahren zeichnet sich dadurch aus, dass etwaigen Leistungsungleichgewichten im DC- Bus mittels des PV-Generators entgegengewirkt wird, so dass eine unerwünschte Erhöhung der DC-Bus-Spannung aufgrund des Leistungsungleichgewichts verlangsamt oder komplett verhindert werden kann. Dabei kann elektrische Leistung in den PV-Generator rückgespeist werden, so dass der PV-Generator bei beliebigen Einstrahlungsverhältnissen an der Stabilisierung der DC-Bus-Spannung effektiv beteiligt wird.
Die vielseitige und technisch günstige erfindungsgemäße Nutzung der Energieerzeugungs anlage mit dem PV-Generator, der sowohl als Erzeuger und als auch als flexibel steuerbarer Verbraucher wirkt, bringt große Vorteile bei der Unterstützung der Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus eines DC-Netzes. Insbesondere im Vergleich mit herkömmlichen Mitteln wie Chopper-Widerständen oder aufwändig erweiterten Anbindungen an übergeordnete Netze entsteht wesentlich weniger Aufwand, da die benötigten Komponenten in der Regel bereits verfügbar sind und synergistisch genutzt werden können, sobald eine Energieerzeugungsanlage mit dem DC-Netz verbunden und erfindungsgemäß betrieben wird. Besonders vorteilhafte Effekte ergeben sich für schnelle transiente Vorgänge, die charakterisiert sind durch viel Leistung, jedoch wenig Energie, so dass dezidierte Energiespeicher überdimensioniert wären und sich nicht amortisieren.
Der den herkömmlichen Chopper-Widerständen inhärente Nachteil, dass Energie „verheizt“ und letztlich nicht sinnvoll genutzt wird, tritt zwar grundsätzlich auch bei der erfindungs gemäßen Lösung auf. Dies wird jedoch deutlich überwogen durch die Vorteile der Verwendung der Energieerzeugungsanlage zur Stabilisierung der Netzspannung im Netzstützungsmodus. Insbesondere ist ein Chopper-Widerstand im Normalbetriebsmodus, d.h. weit überwiegend quasi untätig, während der PV-Generator der Energieerzeugungsanlage auch im Normal betriebsmodus elektrische Leistung aus einer erneuerbaren Quelle produziert, die im DC-Netz sinnvoll verwendet wird und regenerativ erzeugte Energie verfügbar macht.
Die Erfindung stellt eine kostengünstigere Lösung zur Verbesserung der Spannungshaltung und zum Schutz vor transienten Überspannungen in einem DC-Netz dar. Durch die erfindungsgemäße Nutzung der PV-Anlage können insbesondere Chopper-Widerstände inklusive deren Peripherie wie Kühlung, Ansteuerung und Messtechnik eingespart werden. Der PV-Generator ist aufgrund seiner flächigen Konstruktion und seines ständigen Kontakts mit der umgebenden Luft gut gekühlt und bietet daher eine günstige Fläche zur Dissipation von in Wärme umgewandelter Verlustleistung. Daher ist der PV-Generator zur Abführung von erheblichen Überschussleistungen geeignet, so dass idealerweise komplett auf Chopper- Wderstände im DC-Netz verzichtet werden kann. Zudem können weitere vorhandene Systemkomponenten erfindungsgemäß genutzt werden, beispielsweise Teile der bereits für den Normalbetrieb vorhandene Messtechnik des PV-DC/DC- Wandlers.
Alternativ oder zusätzlich können PV-Generatoren sehr einfach an DC-Netze angeschlossen werden, ggf. in Form einer Nachrüstlösung. Dabei muss die Regelstrategie der übrigen DC- Bus-gekoppelten Stromrichter nicht oder nur geringfügig geändert werden.
Der Betrieb des PV-Generators zur Stabilisierung der DC-Bus-Spannung kann abhängig von einem Schwellwert für die DC-Bus-Spannung aktiviert werden, wobei der PV-Generator im Normalbetrieb am MPP arbeitet, solange die DC-Bus-Spannung weniger als der Schwellwert von einem Nominalwert abweicht. Die Einschaltschwelle kann kleiner, gleich oder größer sein als weitere Einschaltschwellen anderer Aktoren im DC-Netz, die ebenfalls an der Stabilisierung der DC-Spannung beteiligt sind.
Der Beitrag der Energieerzeugungsanlage zur Stabilisierung der DC-Bus-Spannung kann je nach Größenverhältnis zwischen der Nennleistung des PV-Generators und den Nennleistungen der sonstigen Beteiligten im DC-Netz unterschiedlich quantifiziert werden. Insbesondere im Falle einer Überspannung im DC-Netz kann der PV-Generator eine Regelleistung bereitstellen, die den Spannungsanstieg verlangsamt, zum Stoppen bringt oder sogar umkehrt und die Gleichspannung im DC-Bus in Richtung des Nominalwertes zurückführt. In jedem dieser Fälle kann die PV-Leistung wieder auf die Normalbetriebsleistung zurückgeführt werden, sobald andere Aktoren am DC-Bus auf die Überspannung reagieren und ihrerseits Regelleistung bereitstellen, um die Gleichspannung im DC-Bus in einen erlaubten Bereich um ihren Nominalwert zurückzuführen.
Es wurden somit verschiedene Ausführungsformen von Verfahren zum Betrieb der am Überspannungsschutz im DC-Netz beteiligten PV-Stromrichter aufgezeigt, wobei die Ausführungsformen grundsätzlich miteinander kombinierbar sind.
KURZBESCHREIBUNG DER FIGUREN Im Folgenden wird die Erfindung anhand in den Figuren dargestellter Ausführungsbeispiele weiter erläutert und beschrieben.
Fig. 1 zeigt ein DC-Netz in einer ersten Ausführungsform,
Fig. 2 zeigt ein DC-Netz in einer zweiten Ausführungsform,
Fig. 3 zeigt eine Kennlinie aus einer Ausführungsform eines Verfahrens zur Stabilisierung einer Gleichspannung in einem DC-Netz,
Fig. 4 zeigt eine Kennlinie aus einer weiteren Ausführungsform eines Verfahrens zur Stabilisierung einer Gleichspannung in einem DC-Netz,
Fig. 5 zeigt eine Kennlinie aus einer weiteren Ausführungsform eines Verfahrens zur Stabilisierung einer Gleichspannung in einem DC-Netz,
Fig. 6 zeigt eine Regelung aus einer Ausführungsform eines Verfahrens zur Stabilisierung einer Gleichspannung in einem DC-Netz,
Fig. 7 zeigt einen Gleichspannungswandler zur elektrischen Verbindung zwischen einem PV- Generator und einem DC-Netz,
Fig 8a zeigt Zeitverläufe einer Gleichspannung in einem DC-Netz und von Leistungen einer Störung und eines Chopper-Widerstandes im DC-Netz, und
Fig. 8b zeigt Zeitverläufe einer Gleichspannung in einem DC-Netz und von Leistungen einer Störung und eines PV-Generators im DC-Netz.
FIGURENBESCHREIBUNG
Fig. 1 zeigt ein DC-Netz 1 mit einem DC-Bus 10 zur Energieübertragung zwischen verschiedenen elektrische Einheiten 11-18. Zwischen diesen Einheiten 11-18 fließt elektrische Leistung innerhalb des DC-Netzes 1 über den DC-Bus 10. Ein derartiges DC-Netz 1 kann insbesondere in einem industriellen Umfeld angesiedelt sein, z.B. einer Fabrik oder einer Produktionsanlage, und eine erhebliche räumliche Ausdehnung aufweisen, beispielsweise Dutzende oder Hunderte Quadratmeter umfassen. Der DC-Bus 10 ist mit einem übergeordneten AC-Netz 11 und/oder mit einem weiteren DC- Netz 12 verbunden. Das AC-Netz 11 kann insbesondere ein öffentliches Energieversorgungs netz 11a umfassen, während das weitere DC-Netz 12 beispielsweise ein übergeordnetes oder benachbartes Versorgungsnetz 12a umfasst. Zwischen dem DC-Bus 10 und dem AC-Netz 11 bzw. dem DC-Netz 12 kann elektrische Leistung ausgetauscht werden, indem ein bidirektionaler Wechselrichter (DC/AC-Wandler) 11b zwischen DC-Bus 10 und Energie versorgungsnetz 11a bzw. ein bidirektionaler Gleichspannungswandler (DC/DC-Wandler) 12b zwischen DC-Bus 10 und Versorgungsnetz 12a angeordnet ist. Über den DC/AC-Wandler 11 b wird eine elektrische AC-Netzleistung aus dem Energieversorgungsnetz 11a entnommen und in den DC-Bus 10 eingespeist oder umgekehrt. Über den DC/DC-Wandler 12b wird eine elektrische DC-Netzleistung aus dem Versorgungsnetz 12a entnommen und in den DC-Bus 10 eingespeist oder umgekehrt.
An den DC-Bus 10 ist eine Last 13 angeschlossen, die einen Verbraucher 13a und ein Netzteil 13b umfasst. Das Netzteil 13b ist dazu eingerichtet, eine elektrische Verbraucherleistung aus dem DC-Bus 10 zu entnehmen und dem Verbraucher 13a in geeigneter Form hinsichtlich Strom und Spannung zur Verfügung zu stellen. Abhängig von der Art des Verbrauchers 13a (DC oder AC) kann das Netzteil 13b dabei insbesondere einen DC/DC-Wandler und/oder einen Wechselrichter, ggf. einen Wechselrichter mit variabler Ausgangsfrequenz umfassen. Die tatsächliche vom DC-Bus 10 in die Last 13 fließende Verbraucherleistung kann dabei sowohl vom Verbraucher 13a als auch Netzteil 13b eingestellt werden, insbesondere auch in Abhängigkeit einer übergeordneten Steuereinheit, beispielsweise einer Prozesssteuerung (nicht dargestellt).
Insbesondere wenn der Verbraucher 13a Teil einer größeren Anlage ist, beispielsweise ein Motor oder eine Kühlanlage in einer Industrie- oder Gewerbeanlage, kann die Verbraucher leistung durch eine übergeordnete Steuereinheit derart vorgegeben sein, dass ein sicherer und kontinuierlicher Betrieb der Anlage angestrebt wird. Insofern ist die Verbraucherleistung in der Regel im Rahmen des Betriebs des DC-Netzes 10 als gegeben anzunehmen und kann nur in Ausnahmefällen aus anderen Gründen modifiziert werden, um beispielsweise zur Stabilisierung des DC-Netzes beizutragen. Im Gegenzug kann die Last 13 durch ihren Betrieb erhebliche Rückwirkungen auf den DC-Bus 10 entfalten, insbesondere wenn der Verbraucher 13a Schaltvorgänge durchführt und/oder eine rotierende Schwungmasse und damit einen elektromechanische Trägheit aufweist, die durch Beschleunigen und Abbremsen der Schwungmasse erhebliche Ströme erzeugt.
Die Last 13 kann alternativ oder zusätzlich einen Verbraucher 13a aufweisen, dessen Verbraucherleistung in gewissen Grenzen modifizierbar ist, ohne den Betrieb des Verbrauchers 13a grundsätzlich zu beeinflussen. So kann die Last 13 beispielsweise einen Elektrolyseur umfassen, der eine Nennleistung aufweist und in einem Arbeitsbereich um die und unterhalb der Nennleistung betreibbar ist. Ein solcher Elektrolyseur kann über ein Netzteil 13b mit dem DC-Bus 10 verbunden sein, wobei das Netzteil 13b die Verbraucherleistung des Elektrolyseurs aufgrund eines externen Steuersignals oder auch autark in Abhängigkeit von elektrischen Messwerten ändern kann.
Zusätzlich kann eine Maschine 14 mit dem DC-Bus verbunden sein, die einen Generator 14a und einen bidirektionalen DC/AC-Wandler 14b aufweist. Die Maschine 14 kann eine elektrische Maschinenleistung mit dem DC-Bus 10 austauschen, wobei der Generator 14a je nach Betriebsmodus extern angetrieben wird, beispielsweise von einer Verbrennungskraftmaschine, so dass der DC/AC-Wandler 14b elektrische Leistung in den DC- Bus einspeist, und/oder selbst Antriebskraft entwickelt, indem der DC/AC-Wandler 14b elektrische Leistung aus dem DC-Bus 10 entnimmt und in den Generator 14a einspeist. Die tatsächlich mit der Maschine 14 ausgetauschte Maschinenleistung kann dabei über ein Steuersignal vorgegeben und/oder von der Maschine 14 autark eingestellt werden.
Das DC-Netz 10 kann eine Reservelast 15 aufweisen, die zur Stabilisierung des DC-Netzes beitragen soll. Die Reservelast kann einen Lastwiderstand 15a aufweisen, insbesondere einen sogenannten Chopper-Widerstand, in den mittels eines DC/DC- Wandlers 15b eine elektrische Reserveleistung eingespeist wird. Die Reservelast 15 kann insbesondere überschüssige Leistung aus dem DC-Bus 10 aufnehmen, die dann im Lastwiderstand 15a lediglich in Wärme umgewandelt wird und somit nicht oder nur sehr eingeschränkt zur weiteren Nutzung zur Verfügung steht. Die tatsächliche Reserveleistung kann dabei über ein Steuersignal vorgegeben und/oder von der Reservelast 15 autark eingestellt werden, insbesondere in Abhängigkeit von elektrischen Parametern des DC-Bus 10, beispielsweise der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10.
An den DC-Bus 10 kann weiterhin ein elektrischer Energiespeicher 16 angeschlossen sein. Der Energiespeicher 16 kann insbesondere eine Batterie 16a aufweisen, die über einen DC/DC-Wandler 16b mit dem DC-Bus 10 verbunden ist. Über den DC/DC-Wandler 16b kann eine elektrische Speicherleistung in die Batterie 16a eingespeist bzw. der Batterie 16a entnommen werden. Die tatsächliche Speicherleistung kann dabei über ein Steuersignal vorgegeben und/oder von vom Energiespeicher 16 autark eingestellt werden.
Das DC-Netz kann weiterhin Energieerzeugungsanlagen umfassen, insbesondere eine Windenergieanlage (WEA) 17 und/oder eine Photovoltaik-Anlage (PV-Anlage) 18. Die WEA 17 kann eine Windturbine 17a umfassen, die eine elektrische Windenergieleistung erzeugt und über einen AC/DC-Wandler 17b in den DC-Bus 10 einspeist. Die PV-Anlage 18 kann einen PV-Generator 18a umfassen, der eine elektrische PV-Leistung erzeugen kann, die über einen DC/DC-Wandler 18b in den DC-Bus 10 eingespeist wird. Die tatsächliche Windenergieleistung und die tatsächliche PV-Leistung orientiert sich dabei an der jeweils maximal möglichen Leistung der Wndturbine 17a bzw. des PV-Generators 18a, um die aus diesen regenerativen Quellen stammende Energie möglichst vollständig auszuschöpfen. Der PV-Generator 18a kann über den steuerbaren DC/DC-Wandler 18b im Normalbetrieb weitgehend unabhängig von der Gleichspannung im DC-Bus 10 die maximal mögliche PV-Leistung in das DC-Netz einspeisen. Je nach Spannungsverhältnis zwischen der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 und der PV-Spannung kann ein entsprechend geeigneter DC/DC-Wandler 18b eingesetzt werden, beispielsweise ein Hochsetzsteller, ein Tiefsetzsteller oder ein Zwei-Quadranten- Steller. Dabei umfasst der DC/DC-Wandler 18b in der Regel eine Anordnung aus Leistungshalbleitern, d.h. insbesondere Dioden und Schaltern, sowie Kapazitäten und/oder Induktivitäten, wobei die Leistungshalbleiter getaktet betrieben werden können, um eine gewünschtes Übersetzungsverhältnis zwischen der Gleichspannung im DC-Bus 10 und der PV-Spannung U_PV am PV-Generator 18a zu erzeugen.
Ein DC-Netz 1 gemäß Fig. 1 kann derart betrieben werden, dass zur Deckung des Leistungsbedarfs der Lasten 13 und ggf. der Maschinen 14 bevorzugt die erneuerbare Energie aus WEA 17 und PV-Anlage 18 verwendet wird. Darüber hinaus benötigte elektrische Leistung kann ggf. vorübergehend aus dem Energiespeicher 16 und/oder längerfristig aus dem AC- Netz 11 und/oder dem DC-Netz 12 bezogen werden. Umgekehrt kann bei einem Leistungsüberschuss im DC-Netz 1 elektrische Leistung wahlweise vorübergehend in die Reservelast 15 und/oder in den Energiespeicher 16 eingeleitet bzw. längerfristig in das AC- Netz 11 und/oder in das DC-Netz 12 eingespeist werden. Der wirtschaftlich optimale Betrieb eines solchen DC-Netzes 1 ergibt sich in der Regel dann, wenn der Energiebedarf innerhalb des DC-Netzes 1 vollständig durch erneuerbare Energiequelle, d.h. durch die WEA 17 und/oder die PV-Anlage 18 gedeckt wird, wobei der Energiespeicher 16 ggf. zwischenzeitliche Unterdeckungen ausgleichen kann. Dadurch wird möglichst kein Strom aus dem AC-Netz 11 oder dem DC-Netz 12 bezogen und stattdessen möglichst viel ggf. überschüssig im DC-Netz 1 erzeugter Strom in das AC-Netz 11 und/oder das DC-Netz 12 eingespeist.
Fig. 2 zeigt ein DC-Netz 1, das weitgehend identisch mit dem DC-Netz 1 gemäß Fig. 1 aufgebaut ist. Im Unterschied zu Fig. 1 ist die Reservelast 15 im DC-Netz 1 gemäß Fig. 2 lediglich optional, d.h. sie kann entfallen. Etwaige überschüssige Leistung im DC-Bus 10, die insbesondere von den Energieerzeugungsanlagen 17,18 erzeugt wurde, jedoch nicht zu der Last 13 oder der Maschine 14 abfließt, kann in das AC-Netz 11 und/oder das weitere DC-Netz 12 eingespeist sowie ggf. zum Aufladen des Energiespeichers 16 genutzt werden. Der Energiespeicher 16 kann im Normalbetriebsmodus nahezu vollgeladen sein, d.h. einen Ladezustand zwischen 90% und 100% der Ladekapazität aufweisen. Im Falle eines Leistungs defizits im DC-Bus 10 kann Speicherleistung aus dem Energiespeicher 16 in den DC-Bus 10 eingespeist werden, um einer Unterspannung im DC-Bus 10 entgegenzuwirken. Im Falle eines Leistungsüberschusses kann die PV-Leistung reduziert werden, ggf. auch auf einen negativen Wert, indem elektrische Leistung in den PV-Generator 18a zurückgespeist wird. Durch diese Arbeitsverteilung zwischen Energiespeicher 16 und PV-Anlage 18 kann insbesondere der Energiespeicher 16 optimal ausgelegt und genutzt werden, und die PV-Anlage 18 entwickelt einen Mehrwert, der über das bloße Erzeugen elektrischer Leistung deutlich hinausgeht.
Anhand der folgenden Figuren 3-8 werden konkrete Ausführungsformen des erfindungsgemäßen Verfahrens zum Betrieb des DC-Netzes 1 erläutert.
Fig. 3 zeigt eine Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens, bei der die PV- Leistung P_PV in Abhängigkeit von der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 entlang einer PpV(UDC)-KennUri\e geändert wird. Die konkrete Abhängigkeit der PV-Leistung P_PV von der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 kann dabei durch eine Kennlinie vorgegeben werden, die gemäß Fig. 3 in einem Kennlinienbereich 42 verläuft, der durch die obere Kennlinienbegrenzung 40 und die untere Kennlinienbegrenzung 41 aufgespannt wird.
In einem ersten Bereich I mit UDC < UDCI liegt die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 im Bereich der Nennspannung U_Nom. In diesem Bereich I arbeitet die PV-Anlage 18 im Normalbetriebsmodus und speist die Normalbetriebsleistung P_0 in den DC-Bus 10 ein. Die Normalbetriebsleistung P_0 kann der maximal möglichen MPP-Leistung des PV-Generators 18a entsprechen oder sich an der MPP-Leistung orientieren, d.h. z.B. 90% der MPP-Leistung betragen, und insofern bei fluktuierender MPP-Leistung variabel sein; alternativ kann die Normalbetriebsleistung P_0 unabhängig von der MPP-Leistung einen festen Wert aufweisen, der kleiner als die MPP-Leistung ist. In dem Bereich I findet somit keine oder nur eine geringe Abregelung der PV-Leistung gegenüber der MPP-Leistung statt.
In einem zweiten Bereich II mit UDCI < UDC < UDC2 ist die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 gegenüber der Nennspannung U_Nom erhöht. In diesem Bereich II wechselt die PV-Anlage 18 in einen Netzstützungsbetrieb, und es findet eine Abregelung der PV-Leistung P_PV gemäß einer PPV(.UDC)- Kennlinie statt. Dazu kann insbesondere die Spannung U_PV am PV- Generator 18a in Richtung der Leerlaufspannung des PV-Generators 18a geändert werden. Wenn die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 höher als die Leerlaufspannung des PV- Generators 18a ist, nähert sich die Spannung U_PV am PV-Generator 18a somit der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 an. Die PV-Leistung P_PV kann mit steigender Gleichspannung U_DC auf null zurück gehen und im weiteren Verlauf negativ werden, d.h. es kann elektrische Leistung in den PV-Generator 18a zurückgespeist werden. Dabei kann die Kennlinie entlang der oberen Kennlinienbegrenzung 40 verlaufen. Alternativ oder zusätzlich kann eine stärkere, d.h. überproportionale Abregelung erfolgen, so dass die PPV(.UDC)- Kennlinie einen nichtlinearen Verlauf im Kennlinienbereich 42 aufweist. Dies ist insbesondere dann sinnvoll, wenn weitere Messwerte hinzugezogen werden und auf Instabilitäten hinweisen, beispielsweise wenn eine hohe Änderungsrate der Gleichspannung U_DC oder ein hoher Gleichstrom l_DC im DC-Bus 10 auftritt (vergleiche Fig. 4 bzw. Fig. 5).
Im einem Bereich lla mit UDC2 < UDC < UDC3 kann eine verstärkte Abregelung des PV- Generators 18a stattfinden, insbesondere indem die Spannung P_PV am PV-Generator 18a weiter in Richtung der Leerlaufspannung des PV-Generators 18a und gegebenenfalls darüber hinaus geändert wird, so dass elektrische Leistung in den PV-Generator 18a zurückgespeist wird. Bei Erreichen der maximal möglichen Rückspeiseleistung -PGen in den PV-Generator 18a kann die Rückspeiseleistung bei einem weiteren Anstieg der Gleichspannung U_DC im DC- Bus 10 mittels Regelung konstant gehalten werden, solange die Gleichspannung U_DC unterhalb der Spannungsschwelle UDC3 verbleibt. Auch hier kann alternativ oder zusätzlich entlang einer nichtlinearen PPV(UDC)- Kennlinie abgeregelt werden, so dass die Änderung der PV-Leistung mit zunehmender Gleichspannung U_DC verstärkt wird.
Im Bereich III mit UDC ä UDC3 kann schließlich eine Schutzabschaltung der PV-Anlage 18, wodurch eine Trennung des DC/DC- Wandlers 18a vom DC-Bus 10 stattfindet; ggf. kann in einer solchen extremen Situation aus Sicherheitsgründen das gesamte DC-Netz 1 abgeschaltet werden.
Fig. 4 zeigt eine weitere Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens, bei der durch die PV-Anlage 18 eine DC-Momentanreserve bereitgestellt wird; dies entspricht sinngemäß einer virtuellen Trägheit bzw. einer virtuellen Erhöhung der Kapazität des DC-Bus 10, indem die PV-Anlage 18 die mit dem DC-Bus 10 ausgetauschte PV-Leistung entsprechend Fig. 4 einstellt.
Die DC-Momentanreserve wird durch die PV-Anlage 18 erbracht, indem die PV-Leistung P_PV in Abhängigkeit der Änderungsrate der Gleichspannung ÜDC eingestellt wird. Dabei wird die PV-Leistung P_PV in einem Normalbetriebsmodus, d.h. wenn die Änderungsrate unterhalb eines ersten Grenzwertes liegt, auf die Normalbetriebsleistung P_0 in der Größenordnung der MPP-Leistung eingestellt. Wenn die Änderungsrate den ersten
Grenzwert überschreitet, wird die PV-Leistung gegenüber der Normalbetriebsleistung P_0 reduziert. Die PV-Anlage 18 reagiert somit auf eine schnelle Änderung der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 mit einer proportionalen oder überproportionalen Änderung der PV-Leistung P_PV. Dabei wirkt die PV-Leistungs- bzw. PV-Stromänderung der Abweichung sowie der Änderungsrate der Gleichspannung U_DC entgegen und umfasst ggf. eine Rückspeisung in den PV-Generator 18a, d.h. gemäß Fig. 4 eine negative PV-Leistung
P PV. Wenn die Änderungsrate den ersten Grenzwert dUoc·2 überschreitet, wird die dt dt maximal möglichen Rückspeiseleistung -Pcen in den PV-Generator 18a zurückgespeist. Durch das Verfahren wird die Abweichung der Gleichspannung U_DC von ihrem Nominalwert U_Nom begrenzt, verringert und im Idealfall gänzlich vermieden.
Die konkrete Abhängigkeit der PV-Leistung P_PV von der Änderungsrate der Gleichspannung (JDC = kann durch eine Kennlinie vorgegeben werden, die in einem Kennlinienbereich verläuft, der analog zu Fig. 3 durch eine obere und eine untere Kennlinienbegrenzung aufgespannt ist und innerhalb dieses Kennlinienbereich ggf. eine nichtlineare Form aufweist. Insbesondere kann eine Kennlinienschar vorgegeben sein, aus der im Betrieb anhand weiterer Parameter, beispielsweise anhand der aktuellen Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10, eine aktuell zu verwendende Kennlinie ausgewählt wird.
Fig. 5 zeigt eine weitere Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens, bei dem durch die PV-Anlage 18 eine DC-Momentanreserve bereitgestellt wird. Im Unterschied zur Ausführungsform gemäß Fig. 4 wird hier die PV-Leistung P_PV in Abhängigkeit von einer Amplitude eines Gleichstroms l_DC im DC-Bus 10 eingestellt. Der Gleichstrom l_DC kann aus einer Messung eines Teilstroms l_DCX in einer Teilkapazität C_DCX des DC-Bus 10 mit der Gesamtkapazität C_DC ermittelt werden.
Die DC-Momentanreserve gemäß Fig. 5 wird durch die PV-Anlage 18 erbracht, indem die PV- Leistung P_PV in Abhängigkeit vom Teilstrom l_DCX eingestellt wird. Der Teilstrom l_DCX kann an einer Teilkapazität C_DCX gemessen werden, beispielsweise an einer Ausgangs kapazität des PV-DC/DC- Wandlers 18b. Der Teilstrom l_DCX steht dabei in demselben Verhältnis zu dem Gleichstrom l_DC im DC-Bus 10 wie die Teilkapazität C_DCX zur Gesamtkapazität C_DC des D-Bus 10. Ein entsprechender Skalierungsfaktor zur Ermittlung des Gesamtstroms l_DC aus dem Teilstrom l_DCX kann bei Inbetriebnahme des DC-Netzes 1 oder fortlaufend ermittelt werden. Im Unterschied zu dem Verfahren gemäß Fig. 4 ist hier lediglich eine Strommessung notwendig, und insbesondere auf eine Ableitung der Gleichspannung U_DC kann verzichtet werden.
Konkret wird die PV-Leistung P_PV in einem Normalbetriebsmodus, d.h. wenn der Teilstrom l_DCX unterhalb eines ersten Grenzwertes l_DCX,1 liegt, auf die Normalbetriebsleistung P_0 eingestellt. Wenn der Teilstrom l_DCX den ersten Grenzwert l_DCX,1 überschreitet, wird die PV-Leistung gegenüber der Normalbetriebsleistung P_0 reduziert. Dabei folgt die PV-Leistung P_PV einer Kennlinie, die analog zu den Figuren 3 und 4 innerhalb eines Kennlinienbereichs verläuft, der durch eine obere und eine untere Kennlinienbegrenzung aufgespannt wird und innerhalb des Kennlinienbereichs nichtlinear verlaufen kann.
Durch die proportionale oder überproportionale Änderung der PV-Leistung P_PV gemäß Fig. 5 in Abhängigkeit von der Amplitude des DC-Bus-Stroms l_DC bzw. des Teilstroms l_DCX wirkt die PV-Anlage 18 der Änderung sowie der Änderungsrate der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 entgegen. Die Änderung der PV-Leistung P_PV kann dabei eine Rückspeisung in den PV-Generator 18a umfassen. Wenn der Teilstrom l_DCX einen zweiten Grenzwert l_DCX,2 überschreitet, kann die maximal möglichen Rückspeiseleistung -Pcen in den PV- Generator 18a zurückgespeist werden. Durch das Verfahren wird die Abweichung der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 von ihrem Nominalwert U_Nom begrenzt, verringert und im Idealfall gänzlich vermieden.
Fig. 6 zeigt eine Ausführungsform einer konkreten Regelung 60 und deren Wirkung auf die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 im Rahmen des erfindungsgemäßen Verfahrens. Mittels der Regelung 60 können die anhand der Figuren 3 bis 5 erläuterten Ausführungsformen kombiniert werden. Anhand Fig. 6 und der folgenden Ausführungen werden die Wirkmechanismen dieser Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens und die resultierende Reaktion der Gleichspannung U_DC auf sprunghaft auftretende Leistungsungleichgewichte im DC-Bus 10, d.h. bei plötzlicher, stark unausgeglichener Leistungsbilanz AP = P,N - P0UT im DC-Bus 10 erläutert.
Die Gesamtkapazität C_DC des DC-Bus 10 wird durch einen differentiellen Regelanteil der Regelung 60 virtuell um Cv T erhöht, indem die PV-Anlage 18 die PV-Leistung P_PV in
Abhängigkeit von der Änderungsrate einstellt. Der differentielle Regelanteil begrenzt den
Gradienten der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10, indem eine DC-Momentanreserve zur Verfügung gestellt wird (vergleiche Fig. 4 und zugehörige Beschreibung mit Ableitung der Gleichspannung U_DC bzw. Fig. 5 als Ausführungsform mit Ermittlung des Gleichstroms l_DC). Dieses Verhalten entspricht einer virtuellen Erhöhung der Gesamtkapazität C_DC des DC-Bus 10 und führt im Falle eines Leistungsungleichgewichts im DC-Bus 10 zu einem langsameren Wegdriften der Gleichspannung U_DC, jedoch nicht zu einem Stopp dessen, da die Leistungsbilanz im DC-Bus 10 durch die höhere Kapazität alleine nicht ausgeglichen wird.
Ein Ausgleich der Leistungsbilanz im DC-Bus 10 wird mittels eines zusätzlichen proportionalen Regelanteils der Regelung 60 angestrebt, indem die PV-Anlage 18, ggf. unterstützt durch den Energiespeicher 16, ihre Leistung in Abhängigkeit von der Gleichspannung U_DC selbst bzw. von der Abweichung der Gleichspannung U_DC von ihrem Nominalwert einstellt (vergleiche Fig. 3 und zugehörige Beschreibung);. Der proportionale Regelanteil hat eine spannungs haltende Funktion, indem ein Leistungsungleichgewicht im DC-Bus 10 zumindest reduziert und ein Wegdriften der Gleichspannung U_DC verlangsamt wird. Je kleiner eine in diesem proportionalen Regelanteil der Regelung 60 als Skalierungsfaktor verwendeter virtueller Parallelwiderstand l/RvmT ausgelegt wird, desto größer ist die Änderung der PV-Leistung P_PV (hier repräsentiert durch den Strom l_Rvirt) aufgrund des proportionalen Regelanteils der Regelung 60 bei ansonsten gleicher Spannungsänderung, desto weniger weit entfernt sich die Gleichspannung U_DC von ihrem Nominalwert U_Nom und desto schneller wird das Wegdriften gestoppt.
Zusätzlich zur PV-Anlage 18 können weitere Stromrichter an den DC-Bus 10 angeschlossen sein, die ebenfalls dazu eingerichtet sein können, die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 auf den Nominalwert zurückzuführen. Diese weiteren Stromrichter, insbesondere ein bidirektionaler Wechselrichter (DC/AC-Wandler) 11b zwischen DC-Bus 10 und Energie versorgungsnetz 11a bzw. ein bidirektionaler Gleichspannungswandler (DC/DC-Wandler) 12b zwischen DC-Bus 10 und Versorgungsnetz 12a (vergleiche Figuren 1 und 2) können im Falle einer andauernder Abweichung der Gleichspannung U_DC von ihrem Nominalwert die mit dem DC-Bus 10 ausgetauschte Leistung ebenfalls geeignet ändern, um das Leistungsungleichgewicht auszugleichen; dies entspricht einem zusätzlichen integrierenden Regelanteil, der in der Regelung 60 oder als Teil einem übergeordneten Regelung des DC- Netzes 1 implementiert sein kann. Dabei trägt dieser integrierende Regelanteil zum Zurückführen der Gleichspannung U_DC auf den Nominalwert U_Nom bei und kann mit verringerter Dynamik implementiert sein. Den transienten Überspannungen wird bereits effektiv durch die PV-Anlage 18 mittels der proportionalen und differentiellen Regelanteile der Regelung 60 begegnet, indem diese Regelanteile den Gradienten der Gleichspannung U_DC begrenzen bzw. zur Spannungshaltung beitragen.
Durch die Anpassung der Leistung der am Zurückführen der Gleichspannung U_DC auf den Nominalwert U_Nom beteiligten (weiteren) Stromrichter wird die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 in ein Spannungsband um ihren nominalen Wert zurückgeführt; im Gegenzug kann die Änderung der PV-Leistung P_PV im Rahmen des proportionalen bzw. integralen Regelanteils der Regelung 60 sukzessive zurückgenommen werden, so dass die PV-Leistung P_PV auf die Normalbetriebsleistung zurückgeführt wird. Im Folgenden steht bei einem etwaigen weiteren (transienten) Leistungsungleichgewicht, insbesondere ausgehend von einer Gleichspannung U_DC nahe der Nominalspannung U_Nom, die volle DC- Momentanreserve der PV-Anlage 18 zur Verfügung. Das bedeutet auch, dass die Wirkung der beschriebenen Lösungen dann besonders vorteilhaft entfaltet wird, wenn entweder die Abweichung oder die Änderungsrate der Gleichspannung U_DC bzw. die Abweichung des Gleichstroms l_DC im DC-Bus 10 jeweils definierte Totband- Werte übersteigen; innerhalb des jeweiligen Totbandes wird das dynamische Verhalten im DC-Bus 10 nicht beeinflusst.
Fig. 7 zeigt eine Ausführungsform einer Energieerzeugungsanlage 18 mit einem bidirektionalen DC/DC-Wandler 18b zur Anbindung des PV-Generators 18a an den DC-Bus 10. Der DC/DC-Wandler 18b kann zwischen PV-Generator 18a und DC-Bus 10 angeordnet sein und die Spannungsübersetzungsarten Hochsetzen und Tiefsetzen bei unterschiedlichen Energieflussrichtungen beherrschen. Konkret kann der DC/DC-Steller 18b als Zwei quadrantensteller ausgeführt sein. Für einen T ransfer elektrischer Leistung vom PV-Generator 18a zum DC-Bus 10 umfasst der DC/DC-Wandler 18b einen Hochsetzsteller 71 mit einem ersten Schalter S_L und einer ersten Diode D_H, und umgekehrt zur Rückspeisung vom DC- Bus 10 in den PV-Generator 18a einen Tiefsetzsteller 72 mit einem zweiten Schalter S_H und einer zweiten Diode D_L. Der DC/DC-Wandler 18b weist somit insbesondere eine Halbbrücke mit den Leistungshalbleitern S_L, S_H, D_L und D_H auf und ermöglicht durch geeignete Taktung der Schalter S_L und S_H einen bedarfsgerechten Leistungsaustausch zwischen PV- Generator 18a und DC-Bus 10. Wenn beide Schalter S_L, S_H geöffnet sind und nicht getaktet werden, gleicht sich die PV-Spannung U_PV an die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 an. Zusätzlich kann eine Rückspeisung elektrischer Leistung vom DC-Bus 10 in den PV-Generator 18a ermöglicht werden, indem die erste Diode D_H durch Schließen des Schalters S_H überbrückt wird.
Je nach Auslegung des PV-Generators 18a kann die im Normalbetriebsmodus einzustellende PV-Spannung U_PV, die sich an der MPP-Spannung des PV-Generator orientiert, kleiner als die oder gleich der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 sein. Insbesondere wenn die maximale PV-Spannung U_PV,max und die maximale Gleichspannung U_DC,max annähernd gleich sind (z.B. U_PV,max = U_DC,max = 1000V), kann der PV-Generator 18a so ausgelegt werden, dass die Systemspannung auch im PV-Rückspeisebetrieb nicht überschritten wird. In diesem Fall ist die PV-Spannung immer niedriger als die oder gleich der maximalen Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 und kann mittels eines Hochsetzstellers eingestellt werden. Ist die PV-Generatorauslegung hingegen derart, dass die PV-Spannung U_PV höhere Werte annehmen kann als die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10, kann zur Rückspeisung ein Mehrquadrantensteller eingesetzt werden.
Die Figuren 8a und 8b zeigen beispielhaft Zeitverläufe der Gleichspannung U_DC und der Leistung P im DC-Bus 10 eines DC-Netzes 1 für zwei verschiedene Fälle. Im jeweils oberen Teil der Figuren 8a und 8b sind Spannungsverläufe 82, 84 der Gleichspannung U_DC im DC- Bus 10 über die Zeit t dargestellt, wobei die Nennspannung U_0 durch die gestrichelte Linie 80 repräsentiert ist. Im jeweils unteren Teil der Figuren 8a und 8b sind Leistungsverläufe 83, 85 von Leistungen P im DC-Bus 10 über die Zeit t dargestellt, wobei die gepunktete Linie 81 das Leistungsgleichgewicht im DC-Bus 10 repräsentiert.
In Fig. 8a entspricht die Gleichspannung U_DC zu einem Zeitpunkt t<t1 der Nennspannung U_0, wobei die Summe der in den DC-Bus 10 eingespeisten Leistungen und die Summe der dem DC-Bus 10 entnommenen Leistungen etwa gleich groß sind; mit anderen Worten, es liegt keine Störung des Leistungsgleichgewichts vor und die gepunktete Linie 81 liegt bei null.
Zum Zeitpunkt t1 beginnt eine linear ansteigende Störung des Leistungsgleichgewichts, die beispielsweise von einem Verbraucher 13a mit sinkender Verbraucherleistung, einem bremsenden Generator 14a oder einer WEA 17 mit steigender Windenergieleistung hervorgerufen wird, und die gepunktete Linie 81 steigt an. Gleichzeitig steigt auch die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 an und überschreitet zum Zeitpunkt t2 einen Schwellwert U_max oder einen um eine Hysterese ÄU vom Schwellwert U_max abweichenden Wert U_max+ÄU. Daraufhin wird ein Lastwiderstand 15a aktiviert und entnimmt dem DC-Bus 10 eine elektrische Reserveleistung, repräsentiert durch den Leistungsverlauf 83, wodurch die Gleichspannung U_DC wieder sinkt. Wenn die Gleichspannung U_DC wieder unter dem Schwellwert U_max bzw. unter einem um eine Hysterese ÄU vom Schwellwert U_max abweichenden Wert U_max-ÄU liegt, wird der Lastwiderstand deaktiviert und die Gleichspannung U_DC steigt wieder über den Schwellwert U_max, und so fort.
Es ergiben sich eine getaktete Reserveleistung mit dem Leistungsverlauf 83 sowie der Spannungsverlauf 82. Bei einem weiteren Anstieg der Störung, repräsentiert durch den Anstieg der gepunkteten Linie 81 zwischen den Zeitpunkten t2 und t3, steigt auch das Tastverhältnis der getakteten Reserveleistung, d.h. der Lastwiderstand 15a ist pro Zeiteinheit immer länger aktiviert und erwärmt sich folglich immer mehr. Zum Zeitpunkt t3 hat die Störung des Leistungsgleichgewichts einen Wert erreicht, der in etwa der momentanen Reserveleistung des Lastwiderstands 15a entspricht, so dass der Lastwiderstand 15a für relativ lange Zeiträume aktiviert bleibt, um das Leistungsgleichgewicht herzustellen und die Gleichspannung U_DC zu stabilisieren. Falls die Störung weiter ansteigt, würde die Reserveleistung nicht mehr ausreichen, um die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 zu stabilisieren und die Gleichspannung U_DC würde weiter ansteigen. Zwischen den Zeitpunkten t3 und t4 sinkt die Störung jedoch wieder auf null ab, beispielsweise indem ein Verbraucher 13a seine Verbraucherleistung (wieder) erhöht, oder indem weitere an den DC- Bus 10 angeschlossene, jedoch langsamer reagierende Regelreserven Überschussleistung aus dem DC-Bus 10 entnehmen, insbesondere aufgrund eines integrierende Regelanteils und/oder auf Anforderung einer übergeordneten Regelung des DC-Netzes. Entsprechend reduziert sich das Tastverhältnis des Leistungsverlaufs 83. Zum Zeitpunkt t4 ist das Leistungsgleichgewicht im DC-Bus 10 wiederhergestellt, die Gleichspannung U_DC i DC- Bus 10 entspricht der Nennspannung U_0, und der Lastwiderstand 15a ist deaktiviert.
In Fig. 8b entspricht die Gleichspannung U_DC zu einem Zeitpunkt t<t1 wiederum der Nennspannung U_0, d.h. es liegt keine Störung des Leistungsgleichgewichts vor und die gepunktete Linie 81 liegt bei null. Gleichzeitig speist eine PV-Anlage 18 eine MPP-Leistung P_MPP eines PV-Generators 18a über einen DC/DC- Wandler 18b in den DC-Bus 10 ein.
Zum Zeitpunkt t1 beginnt wiederum eine linear ansteigende Störung des Leistungsgleichgewichts, d.h. sowohl die gepunktete Linie 81 als auch die Gleichspannung U_DC steigen an. Zum Zeitpunkt t2 überschreitet die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 den Schwellwert U_max oder einen um eine Hysterese ÄU vom Schwellwert U_max abweichenden Wert U_max+ÄU. Daraufhin ändert der DC/DC- Wandler 18b seine Betriebsart derart, dass sich die PV-Spannung in Richtung der Gleichspannung U_DC vom MPP entfernt. Insbesondere kann der DC/DC-Wandler 18b dazu eine Taktung seiner Leistungshalbleiter unterbrechen, so dass die Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 über etwaige Kapazitäten und Induktivitäten des DC/DC- Wandlers 18b am PV-Generator 18a anliegt. Durch diese Änderung der PV-Spannung sinkt die in den DC-Bus eingespeiste PV-Leistung, repräsentiert durch den Leistungsverlauf 85. Dies wirkt dem Leistungsüberschuss im DC-Bus 10 entgegen, so dass die Gleichspannung U_DC wieder sinkt. Wenn die Gleichspannung U_DC wieder unter dem Schwellwert U_max bzw. unter einem um eine Hysterese ÄU vom Schwellwert U_max abweichenden Wert U_max-ÄU liegt, wird der DC/DC-Wandler 18b wieder derart betrieben, dass die PV-Spannung wieder in Richtung MPP bewegt wird, insbesondere durch Wiederaufnahme der Taktung der Leistungshalbleiter des DC/DC- Wandlers 18b, und die PV- Leistung steigt an. Die Gleichspannung U_DC steigt dann wieder über den Schwellwert U_max bzw. über U_max+ÄU, und so fort.
Es ergibt sich eine modulierte PV-Leistung mit dem Leistungsverlauf 85 sowie der Spannungsverlauf 84. Bei einem weiteren Anstieg der Störung, repräsentiert durch den Anstieg der gepunkteten Linie 81 zwischen den Zeitpunkten t2 und t3, sinkt der Mittelwert der PV-Leistung immer weiter ab, während die Periode der Modulation weitgehend gleichbleiben kann. Zum Zeitpunkt t3 hat die Störung des Leistungsgleichgewichts einen Wert erreicht, der betragsmäßig größer als die MPP-Leistung des PV-Generators 18a ist, so dass die PV- Leistung das Vorzeichen gewechselt hat und eine modulierte Rückspeisung in den PV- Generator 18a stattfindet. Je nach Auslegung der PV-Spannungen in Relation zur Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 kann es dazu unter Umständen notwendig sein, den DC/DC-Wandler in einem abweichenden Betriebsmodus zu aktivieren, um die PV-Spannung über die Gleichspannung im DC-Bus hinweg zu verändern, insbesondere um eine PV- Spannung oberhalb der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 zu erzeugen. Grundsätzlich ist der PV-Generator 18a in der Lage, eine Rückspeiseleistung in der Größenordnung seiner Nennleistung aufzunehmen. Durch geeignete Auslegung und Steuerung des DC/DC-Wandlers 18b kann die PV-Anlage 18 somit eine Reserveleistung bereitstellen, die immer mindestens die Nennleistung des PV-Generators 18a und dabei mehr als das Doppelte der aktuellen MPP-Leistung des PV-Generators 18a umfasst, um damit ein Leistungsungleichgewicht aufgrund einer entsprechend großen Störung zumindest zu begrenzen und die Gleichspannung U_DC zu stabilisieren.
Zwischen den Zeitpunkten t3 und t4 sinkt die Störung wieder auf null ab, und der Mittelwert der PV-Leistung steigt entsprechend des Leistungsverlaufs 85. Zum Zeitpunkt t4 ist das Leistungsgleichgewicht im DC-Bus 10 wiederhergestellt, die Gleichspannung U_DC im DC- Bus 10 entspricht der Nennspannung U_0, und die PV-Anlage 18 speist die MPP-Leistung des PV-Generators 18a in den DC-Bus 10 ein.
Der Vergleich der Dynamikaspekte beim Einsatz von Reservelasten 15 (Fig. 8a) bzw. PV- Anlagen 18 (Fig. 8b) zur Stabilisierung der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 zeigt, dass ein PV-Generator 18a, der über einen geeigneten DC/DC- Wandler 18b mit dem DC-Bus 10 verbunden ist, ähnlich wie ein Lastwiderstand 15a betrieben werden kann, um zur hinreichend schnellen Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus 10 beizutragen. Ein Lastwiderstand 15a weist dabei eine lineare, zeitinvariante, unveränderliche U/I-Kennlinie auf. Im Unterschied dazu hat ein PV-Generator eine nichtlineare, zeitvariante U/I-Kennlinie, deren Ersatzinnenwiderstand mit zunehmender Spannung immer kleiner wird. Diese Nichtlinearität der PV-Kennlinie kann vorteilhaft zur Stabilisierung der Gleichspannung im DC-Bus 10 und insbesondere zur Vermeidung von Überspannungen im DC-Bus 10 genutzt werden. Durch das Deaktivieren des DC/DC-Wandlers 18b der PV-Anlage 18 steigt die PV-Spannung über die MPP-Spannung, wobei der PV-Strom mit zunehmender PV-Spannung exponentiell abnimmt und bei PV-Spannungen oberhalb der PV-Leerlaufspannung negativ wird. Aufgrund der hohen Steigung der PV-Kennlinie bei Spannungen oberhalb des MPP bewirken bereits geringe Änderungen der PV-Spannung relativ große Änderungen des PV-Stroms.
Aufgrund der Abhängigkeit der PV-Kennlinie von verschiedenen externen Parametern, insbesondere von Einstrahlung und Temperatur, muss der konkret gewünschte Arbeitspunkt auf der PV-Kennlinie permanent überwacht und mittels geeigneter Regelung des DC/DC- Wandlers eingestellt werden.
Zudem kann ein PV-Generator 18a bereits ohne Einstrahlung, d.h. bei Dunkelheit, die einfache PV-Nennleistung als Rückspeiseleistung aufnehmen, wobei aufgrund niedrigerer PV- Spannungen ein etwas größerer Strom im Vergleich zum Lastwiderstand gleicher Nennleistung fließt. Bei voller Einstrahlung auf den PV-Generator 18a, d.h. bei Normalbetrieb nahe der PV-Nennleistung, ist nahezu das Doppelte der PV-Nennleistung als Reserveleistung verfügbar, indem die PV-Leistung von der MPP-Leistung auf null abgeregelt und des Weiteren eine Leistung in der Größenordnung der PV-Nennleistung in den PV-Generator 18a zurückgespeist wird. Somit stellt eine PV-Anlage 18 mindestens genauso viel Reserveleistung wie eine Reservelast 15 mit vergleichbarer Nennleistung zur Verfügung, wobei die verfügbare Reserveleistung der PV-Anlage 18 mit zunehmender Einstrahlung auf das Doppelte der PV- Nennleistung ansteigt.
Beim Anlegen der Gleichspannung U_DC an den Lastwiderstand 15a bzw. beim Ändern der Spannung am PV-Generator 18a stellt sich ein jeweils entsprechender Arbeitspunkt in der Regel verzögerungsfrei ein, sofern parasitäre Effekte vernachlässigbar sind. Da der PV- Generator 18a jedoch über einen leistungselektronischen DC/DC- Wandler 18b betrieben wird, der beispielsweise Glättungsfilter mit induktiven und/oder kapazitiven Filter-Energiespeichern umfassen kann, erfolgt eine Verschiebung des Arbeitspunkts des PV-Generators 18a nicht beliebig schnell, sondern mit einer zeitlichen Verzögerung, die von der Größe der Filter- Energiespeicher und der maximal zulässigen elektrischen Größen abhängt. Diese Verzögerung kann durch Verwendung fortschrittlicher Leistungshalbleiter und/oder durch Erhöhung der Schaltfrequenz und/oder durch Verringerung der Filterenergiespeicher minimiert werden, sofern notwendig. Die Stromänderungsgeschwindigkeit am Filterenergiespeicher muss dabei größer sein als die Spannungsänderungsgeschwindigkeit im DC-Bus 10. Zudem sind geeignete Vorkehrungen zu treffen, um zu hohe Ausgleichsströme, Überspannungen und/oder übergroße elektrische Leistungen zu verhindern, um eine Zerstörung von Bauteilen des DC/DC-Wandlers 18b beim Anlegen der Gleichspannung U_DC im DC-Bus 10 an den PV-Generator 18a zu vermeiden. Dazu kann die im Rahmen der üblichen Regelung des DC/DC-Wandlers 18b sowieso vorhandene Ermittlung und Überwachung der im DC/DC- Wandler 18b fließenden Ströme und auftretenden Spannungen verwendet werden. Alternativ oder zusätzlich können die für die Spannungsanpassung zuständigen Leistungshalbleiter des DC/DC-Wandlers 18b beispielsweise mit einer zusätzlichen geschalteten Leitung überbrückt werden. BEZUGSZEICHENLISTE
DC-Netz
DC-Bus
AC-Netz a Energieversorgungsnetz b DC/AC- Wandler DC-Netz a Versorgungsnetz b DC/DC- Wandler Last a Verbraucher b Netzteil
Maschine a Generator b DC/AC- Wandler
Reservelast a Lastwiderstand b DC/DC- Wandler
Energiespeicher a Batterie b DC/DC- Wandler
Windenergieanlage a Windturbine b AC/DC-Wandler
PV-Anlage a PV-Generator b DC/DC- Wandler ,41 Kennlinienbegrenzung
Kennlinienbereich
Regelung
Hochsetzsteller
Tiefsetzsteller
Nennspannung
Störung .84 Spannungsverlauf .85 Leistungsverlauf

Claims

PATENTANSPRÜCHE
1. Verfahren zur Stabilisierung einer Gleichspannung in einem DC-Netz (1), wobei das DC-Netz (1) einen DC-Bus (10) umfasst, der die Gleichspannung aufweist, wobei an den DC-Bus (10) eine Energieerzeugungsanlage (18) und mindestens eine Last (13) angeschlossen sind, wobei der DC-Bus (10) an ein übergeordnetes Netz (11 ,12) angeschlossen ist, wobei zwischen dem DC-Bus (10) und dem übergeordneten Netz (11 ,12) eine elektrische Netzleistung ausgetauscht wird, die variiert wird, um eine Gleichspannung im DC-Bus (10) bei einer Nennspannung zu halten, wobei die Energieerzeugungsanlage (18) einen PV-Generator (18a) umfasst, der über einen Gleichspannungswandler (18b) mit dem DC-Bus (10) verbunden ist und mit dem DC-Bus (10) eine elektrische Generatorleistung austauscht, wobei die Generatorleistung in einem Normalbetriebsmodus durch den Gleichspannungswandler (18b) in Abhängigkeit von einer MPP-Leistung des PV-Generators (18a) auf eine Normalbetriebsleistung eingestellt wird, wobei die Normalbetriebsleistung in vorgegebener Relation zur MPP-Leistung des PV-Generators (18a) variabel oder unabhängig von der MPP-Leistung des PV-Generators (18a) fest eingestellt wird, wobei die Gleichspannung im DC-Bus (10) durch die Energieerzeugungsanlage (18) überwacht wird, wobei die Generatorleistung in einem Netzstützungsmodus in Abhängigkeit von der Gleichspannung im DC-Bus (10) auf eine Netzstützungsleistung eingestellt wird, um einem Leistungsungleichgewicht zwischen der dem DC-Bus (10) insgesamt zugeführten elektrischen Leistung und der dem DC-Bus (10) insgesamt entnommenen Leistung entgegen zu wirken, wobei die Netzstützungsleistung in Abhängigkeit von einer Abweichung der Gleichspannung von ihrem Nennwert und/oder von einer Änderungsrate der Gleichspannung eingestellt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Einstellung der Generatorleistung im Netz stützungsmodus erfolgt, wenn die Gleichspannung im DC-Bus (10) einen vorgegebenen Grenzwert übersteigt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei die Generatorleistung durch eine Taktung von Leistungshalbleitern des Gleichspannungswandlers (18b) eingestellt wird, wobei eine am PV-Generator (18a) anliegende PV-Spannung im Normalbetriebsmodus mittels einer ersten Taktrate auf eine Normalbetriebsspannung eingestellt wird, und wobei die Generatorleistung im Netzstützungsmodus reduziert wird, indem der Gleichspannungswandler (18b) derart mittels einer zweiten Taktrate betrieben wird, dass die PV-Spannung sich in Richtung der Gleichspannung ändert.
4. Verfahren nach Anspruch 3, wobei der Netzstützungsmodus eintritt und der Gleichspannungswandler (18b) mit der zweiten Taktrate betrieben wird, wenn die Gleichspannung einen Grenzwert oder einen um eine Hysterese vom Grenzwert nach oben abweichenden Wert überschreitet, und wobei der Normalbetriebsmodus eintritt und der Gleichspannungswandler (18b) mit der ersten Taktrate betrieben wird, wenn die Gleichspannung den Grenzwert oder einen um eine Hysterese vom Grenzwert nach unten abweichenden Wert unterschreitet.
5. Verfahren nach Anspruch 3 oder 4, wobei die zweite Taktrate den Wert null oder eins aufweist, so dass der Gleichspannungswandler (18b) im Netzstützungsmodus nicht getaktet wird.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 3 bis 5, wobei der Gleichspannungswandler (18b) im Netzstützungsmodus derart betrieben wird, dass die PV-Spannung gegenüber der Gleichspannung weiter angehoben wird, wenn die PV-Spannung sich an die Gleichspannung angeglichen hat und/oder die Gleichspannung den Grenzwert weiterhin überschreitet.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Netzstützungsleistung um eine PV-Regelleistung kleiner als die Normalbetriebsleistung ist und wobei die Netzstützungsleistung insbesondere ein umgekehrtes Vorzeichen gegenüber der Normalbetriebsleistung aufweist, wenn die Abweichung der Gleichspannung im DC-Bus (10) von ihrem Nennwert und/oder die Änderungsrate der Gleichspannung im DC-Bus (10) einen PV-Regelleistungsbetrag erfordert, der größer als die MPP-Leistung ist.
8. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Änderungsrate der Gleichspannung aus einer Ableitung einer Spannungsmessung oder aus einer Strommessung ermittelt wird.
9. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei an den DC-Bus ein Energiespeicher angeschlossen ist, wobei der Energiespeicher eine Speicherleistung mit dem DC-Bus austauscht, wobei die Speicherleistung im Normalbetriebsmodus gleich null ist oder ein Laden des Speichers umfasst, wobei die Speicherleistung im Netzstützungsmodus ein Entladen des Speichers umfasst, um einer Reduzierung der Gleichspannung im DC-Bus (10) gegenüber ihrem Nennwert entgegen zu wirken.
10. Verfahren nach Anspruch 9, wobei in dem Netzstützungsbetrieb die Speicherleistung erhöht wird, um einem Leistungsdefizit im DC-Bus (10) entgegen zu wirken, und die PV- Leistung gesenkt wird, um einem Leistungsüberschuss im DC-Bus (10) entgegen zu wirken.
11. Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, wobei in dem Normalbetriebsmodus ein Ladezustand des Energiespeichers (16) angestrebt wird, der zwischen 90% und 100% der Ladekapazität des Energiespeichers (16) liegt.
12. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, wobei der DC-Bus (10) über einen bidirektionalen Leistungswandler (11b, 12b) mit dem übergeordneten Netz (11, 12) verbunden ist, wobei der bidirektionale Leistungswandler (11b, 12b) als
Gleichspannungswandler (12b) ausgeführt ist, wenn das übergeordnete Netz (11 , 12) ein weiteres DC-Netz (12) umfasst, oder als Wechselrichter (11b) ausgeführt ist, wenn das übergeordnete Netz (11, 12) ein AC-Netz (11) umfasst, und wobei die über den bidirektionalen Leistungswandler (11b, 12b) zwischen dem DC-Bus (10) und dem übergeordneten Netz (11, 12) ausgetauschte elektrische Netzleistung in Abhängigkeit von elektrischen Eigenschaften des übergeordneten Netzes (11 , 12) zur Stabilisierung des übergeordneten Netzes (11 , 12) eingestellt wird.
13. Verfahren nach Anspruch 12, wobei der DC-Bus (10) sowohl über den
Gleichspannungswandler (12b) mit einem Versorgungsnetz (12a) als auch über den Wechselrichter (11b) mit einem Energieversorgungsnetz (11a) verbunden ist und sowohl eine elektrische DC-Netzleistung mit dem weiteren DC-Netz (12) als auch eine AC-Netzleistung mit dem AC-Netz (11) austauscht.
14. Verfahren nach Anspruch 12, wobei in dem Normalbetriebsmodus eine Netzleistung von dem DC-Bus (10) in das AC-Netz (11) und/oder das weitere DC-Netz (12) fließt, wobei die Netzleistung im Normalbetriebsmodus eine Überschussleistung umfasst, die einer Differenz zwischen der von der Energieerzeugungsanlage (18) erzeugten Generatorleistung und der von dem Verbraucher (13a) und/oder der Maschine (14a) verbrauchten Leistung entspricht.
15. Gleichspannungswandler (18b) zur Verbindung eines PV-Generators (18a) mit einem DC-Bus (10) eines DC-Netzes (1), wobei der Gleichspannungswandler (18b) zum Austausch elektrischer Leistung zwischen dem PV-Generator (18a) und dem DC-Bus (10) eingerichtet ist und eine Steuerung umfasst, wobei die Steuerung dazu eingerichtet ist, ein Verfahren gemäß einem der vorangehenden Ansprüche auszuführen.
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