EP4519953A1 - Blindleistungsregelungsverfahren zur dezentralen spannungshaltung eines verteilungsnetzes sowie wechselrichter und betriebsverfahren - Google Patents

Blindleistungsregelungsverfahren zur dezentralen spannungshaltung eines verteilungsnetzes sowie wechselrichter und betriebsverfahren

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Publication number
EP4519953A1
EP4519953A1 EP23724169.0A EP23724169A EP4519953A1 EP 4519953 A1 EP4519953 A1 EP 4519953A1 EP 23724169 A EP23724169 A EP 23724169A EP 4519953 A1 EP4519953 A1 EP 4519953A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
voltage
power
reactive power
limit value
decentralized
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
EP23724169.0A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Marian MEYER
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Rheinisch Westlische Technische Hochschuke RWTH
Original Assignee
Rheinisch Westlische Technische Hochschuke RWTH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Rheinisch Westlische Technische Hochschuke RWTH filed Critical Rheinisch Westlische Technische Hochschuke RWTH
Publication of EP4519953A1 publication Critical patent/EP4519953A1/de
Pending legal-status Critical Current

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Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/12—Arrangements for adjusting voltage in AC networks by changing a characteristic of the network load
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/18—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks

Definitions

  • the invention relates to a reactive power control method for the decentralized voltage maintenance of a distribution network, in particular a low-voltage network, with at least one decentralized power generator, wherein a local network voltage of the distribution network is detected at the feed point of the electricity generator, an active power is fed into the distribution network and a reactive power is fed in depending on the local network voltage.
  • the power grid used to transmit and distribute electrical energy between electricity suppliers and consumers is divided into different voltage levels.
  • the power grid in Germany is divided into four voltage levels, which differ in their properties. While the meshed power grid takes care of transport over long distances at the highest and high voltage levels, there is no comparable redundancy in the supply at medium and low voltage levels.
  • the network is supplied with a nominal voltage of 0.4 kV from a central transformer at the transition to the higher-level medium-voltage network, whereby several parallel conductor strands can also be used. This structure enables a clear and cost-effective network structure.
  • the DIN EN 50160 standard defines the requirements for the voltage quality in the distribution networks. These contain specifications for static voltage quality that must be adhered to to ensure a reliable supply.
  • Compliance with the voltage band can be achieved, for example, by feeding in reactive power from the decentralized power generator.
  • the local network voltage of the distribution network is recorded at the feed point of the power generator, at which it feeds the power into the distribution network.
  • This local network voltage is influenced by the power inputs from the other decentralized power generators that are also in the distribution network and are located along the string coming from the central transformer.
  • This local network voltage corresponds to the voltage of the distribution network at the feed point compared to the reference potential.
  • the decentralized power generator also feeds reactive power into the distribution network in order to compensate for a voltage increase caused by the active power feed-in.
  • the strength of this reactive power fed in depends on a predetermined characteristic curve, which specifies the reactive power to be fed in depending on the local grid voltage.
  • the decentralized power generator uses its inverter, which is in particular a grid-following inverter. To maintain the voltage, this is operated in such a way that the reactive power is fed in, ie the reactive power is fed into the distribution network, in accordance with the reactive power control method.
  • the inverter and/or the decentralized power generator Generators either have control and/or regulation devices specifically designed for voltage maintenance or a variable-use computer or microcontroller on which a computer program designed for voltage maintenance is installed.
  • a disadvantage of these known methods is that they start feeding reactive power into the distribution network at local network voltages that are still far from violating the voltage band. Due to this early reactive power feed-in, performance-related system and network losses occur, which are also associated with corresponding financial losses. These will increase with an increased expansion of decentralized power generators. Nevertheless, this early reactive power feed-in is necessary with the known methods, since decentralized power generators located at the start of the string would otherwise not be involved in maintaining the voltage.
  • decentralized power generators located at the beginning of the string also participate in voltage maintenance, even though they cannot yet detect local voltage maintenance problems, since the decentralized power generators at the end of the string would otherwise not be able to maintain the local grid voltage at their feed points, which is influenced by all decentralized power generators.
  • the task of the present invention is therefore to enable voltage maintenance at the feed point by means of reactive power feed-in by decentralized power generators, to reduce the system and network losses caused by the reactive power and thus to increase efficiency.
  • This task is solved in a reactive power control method of the type mentioned at the beginning in that the local grid voltage is regulated as a controlled variable to a voltage limit of the local grid voltage and the reactive power is used as a manipulated variable.
  • the reactive power fed into the distribution network is not adjusted depending on the voltage using a static characteristic curve, but rather the reactive power feed is used as a reference variable to regulate the local network voltage to the voltage limit value.
  • the specified voltage limit value is exceeded when the active power fed in, ie increasing active power feed-in, increases.
  • the system and network losses caused by reactive power can be reduced by 70 - 90% compared to the known method, without reducing the effectiveness in terms of the integration potential, ie the efficiency is increased.
  • the integration potential is a measure of the maximum output of all decentralized power generators that can be connected to the distribution network without violating the voltage tolerance or load capacity of transformers and lines. By reducing system and network losses, significant economic savings can also be achieved for the operators of the electricity network and the electricity generator.
  • the local grid voltage should be regulated to the voltage limit as a reference variable.
  • the voltage in the distribution network is maintained decentrally. There is no need for a central component that maintains the voltage of the entire distribution network. Individual decentralized power generators in the distribution network can independently make a contribution to maintaining the voltage. External instructions, control and/or regulation commands from a central component of the distribution network directed to the at least one decentralized power generator can be avoided.
  • the regulation of the local grid voltage to the voltage limit value can be done decentrally, in particular by the power generator, at whose feed point the local grid voltage is recorded.
  • the method is preferably carried out serverless, in particular implemented in the inverter of the decentralized power generator.
  • a central server which is used for data exchange between components of the distribution network, acts as a central control device and directly or indirectly regulates one or more power generators, acts as a central control device and directly or indirectly controls one or more power generators and/or on which the reactive power control method is carried out, can be dispensed with .
  • the local grid voltage is preferably recorded, in particular exclusively, locally at the feed point. Detection by a central component of the distribution network and in particular an error-prone calculation back to the local network voltage from non-local network parameters of the distribution network can be avoided.
  • the local mains voltage can in particular be measured locally.
  • the local detection of the local grid voltage can be carried out by the decentralized power generator, at whose feed point the local grid voltage is detected.
  • only locally recorded values are used in the method as values of network parameters, such as the local network voltage, the reactive power and/or the active power.
  • network parameters such as the local network voltage, the reactive power and/or the active power.
  • a control deviation is preferably determined from the local mains voltage and the voltage limit value. This control deviation can be used as an input variable for a control device. Based on the control deviation, the control device can determine the reactive power that should be fed into the distribution network by the decentralized power generator. In this way, the reactive power can serve as a manipulated variable in the control loop.
  • the reactive power is only fed in when the voltage limit of the local grid voltage is reached. There is It is possible that no reactive power is fed in if the detected local grid voltage is lower than the voltage limit. In this way, the local grid voltage can be maintained at the voltage limit value when it is reached. Participation of decentralized power generators located at the start of the string, without there being a local voltage band violation at their feed points, in the voltage maintenance of decentralized power generators downstream can be limited to times with a generally high power feed into the distribution network.
  • the voltage limit value can form an upper limit of a voltage dead band in which unnecessary reactive power injection can be prevented. The voltage dead band can reduce losses both in the inverter and in the network operator's lines.
  • the voltage limit value is a variable limit value that is dependent on the active power feed.
  • the voltage limit value as a reference variable can take on a value that changes with the active power fed in.
  • the variable voltage limit value can depend on the active power supply, i.e. H. the active power fed in can be determined at the feed-in point. In this way, the size of the voltage dead band can be changed depending on the power.
  • variable voltage limit value is reduced depending on the active power.
  • reactive power can be fed in at lower local grid voltages than would be the case with lower active powers.
  • reactive power feed-in in the area of smaller active powers can only be achieved at significantly higher local grid levels. Tensions occur.
  • the voltage dead band can be reduced by lowering the variable voltage limit depending on the active power as the active power feed-in increases. The reactive power feed-in and the losses associated with it can be avoided in the area of smaller active powers over a larger range of the local grid voltage than in the case of higher active powers.
  • variable voltage limit value is determined by means of a, in particular continuous and/or monotonically falling, voltage limit value-active power feed-in characteristic curve depending on the active power feed-in.
  • a voltage limit active power feed-in characteristic curve With a voltage limit active power feed-in characteristic curve, the values of the variable voltage limit can be easily specified for different active power feeds. With a constant voltage limit value-active power feed-in characteristic, sudden changes in the control process can be avoided. With a monotonically falling voltage limit value-active power feed-in characteristic curve, an increase in the variable voltage limit value as the active power feed-in increases can be prevented, since the voltage limit value becomes smaller as the active power feed-in increases or remains maximally constant over an active power range.
  • the voltage limit value-active power feed-in characteristic curve has a power threshold value above which the dependency between the active power feed-in and the voltage limit value changes.
  • a power threshold By using a power threshold, the voltage limit-active power injection characteristic can be divided into at least two different regimes. In these regimes, the active power-dependent change behavior of the voltage limit value can differ from one another.
  • the power threshold can be in the range from 20% to 80%, especially in the range from 50% to 70%, preferably in the range from 55% to 65%, particularly preferably at 60%, of the nominal power of the power generator.
  • variable voltage limit value assumes a constant value when active power is fed in below the power threshold value.
  • a voltage dead band of constant size can be specified for active power feeds below the power threshold value.
  • the constant value can be in the range from 106% to 110%, in particular in the range from 107% to 109%, preferably in the range from 107.5% to 108.5%, particularly preferably at 108%, of the nominal voltage of the distribution network.
  • variable voltage limit value falls, in particular linearly, with active power feed-in above the power threshold value as the active power feed-in increases.
  • the voltage dead band can shrink in this way, so that the reactive power feed-in occurs at increasingly smaller local grid voltages.
  • the variable voltage limit value preferably assumes a minimum value when the active power feed corresponds to the nominal power of the power generator.
  • the nominal power of the power generator can be the nominal active power that the power generator can achieve at its maximum. When the nominal power is reached, the maximum possible active power can be fed in by the power generator.
  • the minimum value that the variable voltage limit value assumes at the rated power can be a predeterminable voltage offset below the constant value that the variable voltage limit value assumes for low active power feeds below the power threshold value.
  • the minimum value can be in the range from 103% to 107%, in particular in the range from 104% to 106%, preferably in the range from 104.5% to 105.5 %, particularly preferably 105%, of the nominal voltage of the distribution network.
  • a maximum reactive power is specified, up to which the reactive power to be fed in can be increased. Up to this maximum reactive power, the variable voltage limit can be prevented from being exceeded.
  • the reactive power fed in can reach saturation from the maximum reactive power.
  • the maximum reactive power can correspond in particular to a maximum shift factor of 0.90.
  • the control can remain active, but can initially no longer influence the manipulated variable and thus the local grid voltage. Only after a drop in the local grid voltage or a reduction in the active power feed-in, in particular due to influences outside the control system, can the control system influence the local grid voltage again.
  • the reactive power control method cannot cause a further increase in the reactive power feed-in, especially when the local grid voltage and/or active power feed-in increases.
  • the decentralized power generator can continuously feed the maximum reactive power into the distribution network, regardless of a further increase in the local grid voltage.
  • a further embodiment of the invention provides that only inductive reactive power is fed in. In this way, there is no need to feed in capacitive reactive power. An undesirable increase in voltage Exercise using capacitive reactive power can be excluded in this way.
  • a control loop without a stationary setpoint deviation is used.
  • a control loop without a stationary setpoint deviation cannot have a control deviation or control difference between the controlled variable and the specified reference variable in the steady state.
  • this can be achieved with a control loop that has an integrating control behavior.
  • Such a control loop can contain at least one pure integrator.
  • the control loop can be equipped as an I, PI or PID controller.
  • control takes place in discrete time steps. Nevertheless, the regulation can also take place continuously.
  • the reactive power feed-in can be done in particular using the equation
  • Qt+1 Qt + K (Umess, t - Umax) can be determined.
  • Q t +i indicates the reactive power to be fed in at time t+1, which consists of the reactive power Qt fed in at time t, a weighting factor K indicating the transient response over time and the difference between the local mains voltage Umess measured at time t, t and the Voltage limit Umax is determined.
  • Qt+1 Qt + K (Urness,t - Umax(P) ) can be used.
  • Qt+1 max(Qt + K ( Umess,t - Umax(P)), 0) can be used, in which only an inductive reactive power, ie when using the consumer counting arrow system, a reactive power with a positive value, is fed in.
  • the computer program of the type mentioned is proposed to include commands which, when the program is executed by a computer, cause it to carry out the reactive power control method described above, which results in the advantages described in connection with the reactive power control method.
  • a computer-readable medium is also proposed on which the previously described computer program is stored, which results in the advantages described in connection with the computer program.
  • an inverter of the type mentioned at the outset it is proposed to solve the above-mentioned problem that it has means, in particular a control device, for decentralized voltage maintenance in the manner described above, in particular for executing the computer program described above.
  • a control device can specify a control loop in terms of circuitry, in particular include a hardware implementation of the control loop, such as a controller.
  • the control device can have a memory for storing a voltage limit value or the voltage limit value-active power feed-in characteristic curve.
  • the control device can have a readout device for reading out the active power-dependent value of the variable voltage limit value from the voltage limit value-active power feed-in characteristic curve.
  • the means for maintaining the voltage can also be a computer or a programmable computer chip installed in the inverter, on which the previously described computer program is stored and can be executed to maintain the voltage.
  • the inverter can have a detection means for detecting the local grid voltage.
  • Each of the decentralized power generators can be assigned a means for decentralized voltage maintenance. This means that each of the decentralized power generators can contribute to maintaining voltage locally and decentrally. The resources and in particular the decentralized power producers cannot exchange data with each other. In particular, the means for decentralized voltage maintenance can be part of the decentralized power generator.
  • a control device can specify a control loop in terms of circuitry, in particular include a hardware implementation of the control loop, such as a controller.
  • the control device can have a memory for storing a voltage limit value or the voltage limit value-active power feed characteristic curve.
  • the control device can have a readout device for reading out the active power-dependent value of the variable voltage limit from the voltage limit-active power feed characteristic curve.
  • the respective means for voltage maintenance can also be a computer or a programmable computer chip installed in the respective decentralized power generator, on which the previously described computer program is stored and can be executed for voltage maintenance.
  • Fig. 4 the control behavior of the reactive power control with increasing active power feed-in.
  • the voltage quality required to ensure a stable power supply for the end consumers also located in the distribution network 2 could not be maintained in this way, since the local voltage of the distribution network 2 is not in a voltage band predetermined by predetermined voltage tolerances, typically +/- 10%>, around a nominal voltage could be held.
  • the control device 6 can use the control deviation E, which corresponds to the difference between the local grid voltage U and the voltage limit value Umax, to determine whether the local grid voltage U is smaller than the voltage limit value Umax. If the local network voltage U is below the voltage limit Umax, the control device 6 can ensure that no reactive power Q is fed into the distribution network 2. In this way, the reactive power Q is only fed in when the voltage limit Umax of the local grid voltage U is reached.
  • the fed-in reactive power Q causes a change in the local grid voltage U through the control behavior 8.
  • the active power feed-in and reactive power feed-in from the other decentralized power generators PV1 to PV3 and others also influence Influences the local grid voltage U at feed-in point 4 of the decentralized power generator PV4.
  • These influences on the local grid voltage U, which are not directly caused by the decentralized power generator PV4, are summarized in the disturbance behavior 9 of the controlled system 7, which affects the local grid voltage U as a disturbance variable Z.
  • the control device 6 can have an integrating control behavior.
  • the control device 6 and thus also the control circuit 1 contains a pure integrator. It can be designed as an I, PI or PID controller.
  • the voltage limit value Umax can be specified as a power-independent limit value, it has proven to be particularly advantageous if the voltage limit value Umax is a variable limit value that is dependent on the active power P fed in, ie the active power feed P, and is in particular lowered depending on the active power.
  • a voltage limit value-active power feed-in characteristic curve 5 is used, as shown, for example, in FIG. 3. This constant and monotonically falling voltage limit value active power feed-in characteristic curve 5 indicates the value of the voltage limit value Umax depending on the active power P fed in by the decentralized power generator PV4.
  • the voltage limit active power feed-in characteristic curve 5 is described as a characteristic curve for regulating the decentralized power generator PV4, although the other power generators PV1 to PV3 of the distribution network 2 are also regulated with the aid of the same voltage limit active power feed-in characteristic curve 5 can.
  • the voltage limit value Umax is given in FIG. 3 as a multiple of the nominal voltage of the distribution network 2, which corresponds to 230 V, for example.
  • the active power P fed in is given as a multiple of the nominal power of the decentralized power generator PV4, whereby the nominal power is the active power P which the decentralized power generator PV4 can feed into the distribution network 2 at most under ideal conditions.
  • the voltage limit value active power feed characteristic curve 5 has a power threshold value P rei , which divides the voltage limit value active power feed characteristic curve 5 into two areas with different dependencies of the voltage limit value Umax on the active power feed P.
  • this power threshold Prei is 60% of the nominal power of the decentralized power generator PV4.
  • variable voltage limit value Umax has a constant value Umax,i. 3, this constant value Umax,i is 108% of the nominal voltage of the distribution network 2.
  • this constant value Umax,i is 108% of the nominal voltage of the distribution network 2.
  • the variable voltage limit value Umax drops from the value Umax,i by the voltage offset Uoffset to its minimum value Umax, 2.
  • FIG. 4 shows the control behavior of the reactive power control with increasing active power feed P as an example for the distribution network 2 shown in FIG Reactive power control procedure is regulated.
  • the local grid voltage U is plotted at the respective feed points 4 of the decentralized power generators PV1 to PV4.
  • the local network voltage U is given as a multiple of the nominal voltage of the distribution network 2.
  • the fed-in active power P of the individual decentralized power generators PV1 to PV4 is, as already shown in FIG. 3, as a factor of the nominal power of the respective decentralized power generators PV1 to PV4.
  • the local grid voltages U at the feed points 4 of the decentralized power generators PV1 to PV4 increase linearly as the active power feed P increases. As long as the active power feed P has not yet reached the power threshold value Prei and the local network voltages U have not yet reached the voltage limit value active power feed characteristic curve 5, the curves are in a comparatively wide voltage dead band B, in which no reactive power Q is fed into the distribution network 2 .
  • this voltage dead band B decreases as the active power P increases until the voltage dead band B reaches its narrowest width in the nominal output of the decentralized power generators PV1 to PV4.
  • the curves of the four power generators PV1 to PV4 are initially still below the voltage limit value active power feed-in characteristic curve 5, so that no reactive power is initially fed in.
  • the local grid voltage U at the feed point 4 of the decentralized power generator PV4 reaches the voltage limit value Umax applicable to this active power P, so that the reactive power feed Q to maintain the voltage, ie to maintain the voltage band of the distribution network 2, is started by the decentralized power generator PV4 . Since the local grid voltages U of the remaining decentralized power generators PV1 to PV3 have not yet reached the voltage limit value Umax with this power feed P, the decentralized power generators PV1 to PV3 do not yet feed any reactive power Q into the distribution network 2.
  • the regulated decentralized power generator PV4 feeds increasingly more reactive power Q into the distribution network 2, which leads to a reduction in the local network voltages U of all decentralized power generators PV1 to PV4, without the predetermined voltage band of the distribution network 2 being violated.
  • the increase in the reactive power feed Q of the decentralized power generator PV4 continues with increasing active power feed P until at point S2 a maximum reactive power specified, in particular by the manufacturer of the inverter, is fed into the distribution network 2 by the decentralized power generator PV4.
  • the decentralized power generator PV4 cannot feed any reactive power that exceeds this maximum reactive power into the distribution network 2.
  • the decentralized power generator PV4 also feeds in If the voltage limit value Umax is exceeded, only the maximum reactive power continues to enter the distribution network 2.
  • the local grid voltage U at the feed-in point 4 of the decentralized power generator PV3 finally reaches the voltage limit value Umax applicable to this active power P, so that the decentralized power generator PV3 begins feeding in reactive power Q to maintain the voltage.
  • this voltage maintenance by the decentralized power generator PV3 also causes a decrease in the local grid voltages U until the decentralized power generator PV3 also feeds its maximum reactive power into the distribution network 2 at point S4.
  • the decentralized power generator PV3 only feeds its maximum reactive power into the distribution network 2, so that the local grid voltages U increase again as the active power feed P increases.
  • the increase in the local grid voltage U with increasing active power feed P continues until the local grid voltage U at feed point 4 of the decentralized power generator PV2 reaches the active power-dependent voltage limit value Umax at point S5. From point S5, the decentralized power generator PV2 begins to feed reactive power Q into the distribution network 2 until, with further increased active power feed P, this takes on the value of the maximum reactive power at point S6, which the decentralized power generator PV2 can maximally feed into the distribution network 2 . As the active power feed P continues to increase, the decentralized power generator PV2 continues to feed this maximum reactive power constantly into the distribution network 2 as reactive power Q. Since the power generators PV1 to PV4 only feed inductive reactive power Q into the distribution network 2, the local grid voltage U drops during the phases in which the reactive power feed Q increases and does not increase, as is the case when capacitive reactive power Q is fed in were.
  • the reactive power control method described can be used to prevent the local grid voltage U at one of the feed points 4 of the decentralized power generators PV1 to PV4 from violating the predetermined voltage band of the distribution network 2, even if the power generator PV1 to PV4 is the one from The reactive power Q. fed into the distribution network 2 can no longer increase. Even the local network voltage U of the downstream decentralized power generator PV4 does not exceed the limit of 108% of the nominal voltage of the distribution network 2 with no active power P fed in and is permanently in a 10% voltage band around the nominal voltage of the distribution network 2.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Blindleistungsregelungsverfahren zur dezentralen Spannungshaltung eines Verteilungsnetzes (2), insbesondere eines Niederspannungsnetzes, mit mindestens einem dezentralen Stromerzeuger (PV1 - PV4), wobei am Einspeisepunkt (4) des Stromerzeugers (PV1 -PV4) eine lokale Netzspannung (U) des Verteilungsnetzes (2) erfasst, eine Wirkleistung (P) in das Verteilungsnetz (2) eingespeist und eine Blindleistung (Q) abhängig von der lokalen Netzspannung (U) eingespeist wird, wobei die lokale Netzspannung (U) als Regelgröße auf einen Spannungsgrenzwert (Umax) der lokalen Netzspannung (U) geregelt und die Blindleistung (Q) als Stellgröße genutzt wird.

Description

Blindleistungsregelungsverfahren zur dezentralen Spannungshaltung eines Verteilungsnetzes sowie Wechselrichter und Betriebsverfahren
Die Erfindung betrifft ein Blindleistungsregelungsverfahren zur dezentralen Spannungshaltung eines Verteilungsnetzes, insbesondere eines Niederspannungsnetzes, mit mindestens einem dezentralen Stromerzeuger, wobei am Einspeisepunkt des Stromerzeugers eine lokale Netzspannung des Verteilungsnetzes erfasst, eine Wirkleistung in das Verteilungsnetz eingespeist und eine Blindleistung abhängig von der lokalen Netzspannung eingespeist wird. Weitere Gegenstände der Erfindung bilden ein Verfahren zum Betrieb eines Wechselrichters, insbesondere eines netzfolgenden Wechselrichters, eines dezentralen Stromerzeugers, insbesondere einer Photovoltaikanlage, ein Computerprogramm, ein Wechselrichter, insbesondere ein netzfolgender Wechselrichter, für einen dezentralen Stromerzeuger, insbesondere eine Photovoltaikanlage, sowie ein Verteilungsnetz, insbesondere ein Niederspannungsnetz, mit mehreren dezentralen Stromerzeugern.
Das zur Übertragung und Verteilung elektrischer Energie zwischen Stromver- sorgern und Verbrauchern dienende Stromnetz ist in unterschiedliche Spannungsebenen aufgeteilt. So ist das Stromnetz in Deutschland beispielsweise in vier Spannungsebenen gegliedert, die sich in ihren Eigenschaften unterscheiden. Während das vermaschte Stromnetz auf der Höchst- und Hochspannungsebene den Transport über weite Distanzen übernimmt, gibt es in der Mittel- und Niederspannung keine vergleichbare Redundanz in der Versorgung. In der Niederspannung wird das Netz von einem zentralen Transformator am Übergang zum übergeordneten Mittelspannungsnetz aus mit einer Nennspannung von 0,4 kV versorgt, wobei auch mehrere parallele Leiterstränge genutzt werden können. Diese Struktur ermöglicht einen übersichtlichen und kostengünstigen Netzaufbau.
Stromnetzbetreiber müssen bei den Anschlüssen von Haushaltskunden dabei verschiedene Qualitätskriterien einhalten, damit Geräte ordnungsgemäß funktionieren und keinen Schaden nehmen. Die Norm DIN EN 50160 definiert die Vorgaben an die Spannungsqualität in den Verteilungsnetzen. Diese beinhalten Vorgaben zur statischen Spannungsqualität, die zur Sicherstellung einer zuverlässigen Versorgung eingehalten werden müssen.
Eine solche Vorgabe an die Spannungsqualität ist die statische Spannungshaltung. Bei dieser müssen innerhalb eines Zeitraums von einer Woche 95 % der 10-Minuten -Mittelwerte innerhalb einer Spannungstoleranz von 10 % um die Nennspannung, zum Beispiel 230 V, liegen. Kurzfristige Unterspannungen bis 85 % der Nennspannung sind jedoch zulässig.
Die Einhaltung dieses durch die Spannungstoleranz vorgegebenen Spannungsbands erfordert Maßnahmen beim Stromversorger, insbesondere wenn dezentrale Stromerzeuger, wie Photovoltaikanlagen, mit einer großen Gesamt- Leistung in einem Netzgebiet angeschlossen werden. Die dezentralen Stromerzeuger können sich hinsichtlich ihrer jeweiligen Leistungseinspeisung in das Verteilungsnetz nicht aufeinander abstimmen, da üblicherweise keine Kommunikation, insbesondere kein Datenaustausch, zwischen einzelnen dezentralen Stromerzeugern des Verteilungsnetzes besteht. Eine, insbesondere zentral erfolgende, Planung einer das Spannungsband einhaltenden Blindleistungseinspeisung für sämtliche dezentrale Stromerzeuger ist daher nicht möglich.
Eine Einhaltung des Spannungsbands kann beispielsweise mit der Einspeisung von Blindleistungen durch den dezentralen Stromerzeuger erfolgen. Bei hierzu eingesetzten Verfahren, wie dem aus der Norm VDE AR-4105 bekannten Q(U)-Verfahren, wird die lokale Netzspannung des Verteilungsnetzes am Einspeisepunkt des Stromerzeugers erfasst, an welchem dieser die Leistung in das Verteilungsnetz einspeist. Diese lokale Netzspannung wird von den Leistungseinspeisungen der sich ebenfalls im Verteilungsnetz befindlichen weiteren dezentralen Stromerzeugern beeinflusst, welche sich entlang des vom zentralen Transformator kommenden Strangs befinden. Diese lokale Netzspannung entspricht der Spannung des Verteilungsnetzes am Einspeisepunkt gegenüber dem Bezugspotential. Von dem dezentralen Stromerzeuger wird neben der Wirkleistung zusätzlich eine Blindleistung in das Verteilungsnetz eingespeist, um eine durch die Wirkleistungseinspeisung verursachte Spannungsanhebung zu kompensieren. Die Stärke dieser eingespeisten Blindleistung richtet sich nach einer vorgegebenen Kennlinie, welche die einzuspeisende Blindleistung in Abhängigkeit von der lokalen Netzspannung vorgibt.
Zur Einspeisung der Wirkleistung und der Blindleistung nutzt der dezentrale Stromerzeuger seinen Wechselrichter, bei welchem es sich insbesondere um einen netzfolgenden Wechselrichter handelt. Dieser wird zur Spannungshaltung derart betrieben, dass die Einspeisung der Blindleistung, d. h. die Blindleistungseinspeisung in das Verteilungsnetz, dem Blindleistungsregelungsverfahren gemäß erfolgt. Der Wechselrichter und/oder der dezentrale Stromer- zeuger weisen entweder speziell auf die Spannungshaltung ausgelegte Steuer- und/oder Regelungsvorrichtungen oder einen variabel einsetzbaren Computer oder Mikrocontroller auf, auf welchen ein zur Spannungshaltung ausgelegtes Computerprogramm aufgespielt ist.
Ein Nachteil dieser bekannten Verfahren ist jedoch, dass diese bereits mit der Einspeisung einer Blindleistung in das Verteilungsnetz bei lokalen Netzspannungen beginnen, welche noch weit von der Verletzung des Spannungsbands entfernt sind. Aufgrund dieser frühzeitigen Blindleistungseinspeisung treten leistungstechnische Anlagen- und Netzverluste auf, welche auch mit entsprechenden finanziellen Verlusten verbunden sind. Diese werden mit einem verstärkten Zubau von dezentralen Stromerzeugern steigen. Dennoch ist diese frühzeitige Blindleistungseinspeisung bei den bekannten Verfahren erforderlich, da sich am Stranganfang befindliche dezentrale Stromerzeuger ansonsten nicht an der Spannungshaltung beteiligen würden. Dass sich auch am Stranganfang befindliche dezentrale Stromerzeuger an der Spannungshaltung beteiligen, obwohl diese noch keine lokalen Spannungshaltungsprobleme erfassen können, ist erforderlich, da die dezentralen Stromerzeuger am Strangende ansonsten alleine nicht zur Spannungshaltung der von sämtlichen dezentralen Stromerzeugern beeinflussten lokalen Netzspannung an ihren Einspeisepunkten fähig wären.
Tritt ausgehend von einem Arbeitspunkt dieser Verfahren zu dem eine weitere Steigerung der einzuspeisenden Wirkleistung auf, beispielsweise bei einer zur Leistungssteigerung der Photovoltaikanlage beitragenden stärkeren Sonneneinstrahlung, so steigt bei diesem bekannten Verfahren auch die lokale Netzspannung mit an.
Die aus praktischen Gründen notwendige einheitliche Parametrierung einer Q(U)-Regelung der dezentralen Stromerzeuger, insbesondere ihrer Wechselrichter, führt zu einem unlösbaren Dilemma zwischen Effizienz und Wirksamkeit des Q(U)-Verfahrens, da ausschließlich die Spannung beachtet wird. Die A u f g a b e der vorliegenden Erfindung liegt daher darin, die Spannungshaltung am Einspeisepunkt mittels Blindleistungseinspeisung durch dezentrale Stromerzeuger zu ermöglichen, die durch die Blindleistung verursachten Anlagen- und Netzverluste zu verringern und damit die Effizienz zu steigern.
Diese Aufgabe wird bei einem Blindleistungsregelungsverfahren der eingangs genannten Art dadurch g e l ö s t , dass die lokale Netzspannung als Regelgröße auf einen Spannungsgrenzwert der lokalen Netzspannung geregelt und die Blindleistung als Stellgröße genutzt wird.
Durch die Verwendung des Spannungsgrenzwerts als echte Führungsgröße eines Regelkreises wird die in das Verteilungsnetz eigespeiste Blindleistung nicht anhand einer statischen Kennlinie spannungsabhängig eingestellt, sondern die Blindleistungseispeisung zur Regelung der lokalen Netzspannung auf den Spannungsgrenzwert als Führungsgröße genutzt. Auf diese Weise kann vermieden werden, dass der vorgegebene Spannungsgrenzwert bei steigenden eingespeisten Wirkleistungen, d. h. steigenden Wirkleistungseinspeisungen, überschritten wird. Mit diesem Blindleistungsregelungsverfahren können die durch Blindleistung verursachten Anlagen- und Netzverluste um 70 - 90 % gegenüber dem bekannten Verfahren reduziert werden, ohne dass die Effektivität hinsichtlich des Integrationspotentials geschmälert wird, d. h. die Effizienz wird gesteigert. Das Integrationspotential ist dabei ein Maß für die maximale Leistung sämtlicher dezentraler Stromerzeuger, die im Verteilungsnetz angeschlossen werden können, ohne die Spannungstoleranz oder die Belastbarkeit von Transformatoren und Leitungen zu verletzen. Durch die Reduzierung der Anlagen- und Netzverluste können zudem signifikante wirtschaftliche Einsparungen bei den Betreibern des Stromnetzes und des Stromerzeugers erzielt werden. Als Regelgröße des Blindleistungsregelungsverfahrens soll die lokale Netzspannung auf den Spannungsgrenzwert als Führungsgröße geregelt werden.
Bei dem Blindleistungsregelungsverfahren erfolgt die Spannungshaltung des Verteilungsnetzes dezentral. Auf eine die Spannungshaltung des gesamten Verteilungsnetzes durchführende zentrale Komponente kann verzichtet werden. Einzelne dezentrale Stromerzeuger des Verteilungsnetzes können selbstständig einen Beitrag zur Spannungshaltung leisten. An den mindestens einen dezentralen Stromerzeuger gerichtete externe Anweisungen, Steuer- und/oder Regelungsbefehle einer zentralen Komponente des Verteilungsnetzes können vermieden werden. Die Regelung der lokalen Netzspannung auf den Spannungsgrenzwert kann dezentral erfolgen, insbesondere durch den Stromerzeuger, an dessen Einspeisepunkt die lokale Netzspannung erfasst wird.
Bevorzugt wird das Verfahren serverlos durchgeführt, insbesondere im Wechselrichter des dezentralen Stromerzeugers implementiert. Auf einen zentralen Server, welcher dem Datenaustausch zwischen Komponenten des Verteilungsnetzes dient, als zentrale Regelungsvorrichtung einzelne oder mehrere Stromerzeuger direkt oder indirekt regelt, als zentrale Steuerungsvorrichtung einzelne oder mehrere Stromerzeuger direkt oder indirekt steuert und/oder auf dem das Blindleistungsregelungsverfahren durchgeführt wird, kann verzichtet werden.
In, insbesondere hinsichtlich der notwendigen Infrastruktur sowie Fehleranfälligkeit der Spannungsregelung, vorteilhafter Weise erfolgt zwischen Komponenten des Verteilungsnetzes, insbesondere zwischen Stromerzeugern, kein Austausch von Daten zu Netzparametern, insbesondere kein Austausch von Daten zu Messwerten, zur Impedanz oder lokalen Impedanz des Verteilungsnetzes. Die Spannungshaltung mit diesem Blindleistungsregelungsverfahren kann insbesondere kommunikationslos erfolgen. Das zur Durchführung dieses Blindleistungsregelungsverfahrens genutzte Mittel des dezentralen Stromerzeugers kann dabei in keinem Datenaustausch mit entsprechenden Mitteln anderer dezentraler Stromerzeuger des Verteilungsnetzes und/oder einer zentralen Regelung- oder Steuerungsvorrichtung des Verteilungsnetzes stehen.
Bevorzugt wird die lokale Netzspannung, insbesondere ausschließlich, lokal am Einspeisepunkt erfasst. Eine Erfassung durch eine zentrale Komponente des Verteilungsnetzes und insbesondere eine fehleranfällige Zurückrechnung auf die lokale Netzspannung aus nicht-lokalen Netzparametern des Verteilungsnetzes kann vermieden werden. Die lokale Netzspannung kann insbesondere lokal gemessen werden. Die lokale Erfassung der lokalen Netzspannung kann durch den dezentralen Stromerzeuger erfolgen, an dessen Einspeisepunkt die lokale Netzspannung erfasst wird.
In vorteilhafter Weise werden bei dem Verfahren als Werte von Netzparametern, wie der lokalen Netzspannung, der Blindleistung und/oder der Wirkleistung, nur lokal erfasste Werte verwendet. Die Verwendung von nicht- lokal erfassten Werten, insbesondere durch eine Zurückrechnung aus diesen bestimmte lokale Werte, welche von den tatsächlichen lokalen Werten am Einspeisepunkt abweichen können, kann vermieden werden.
Bevorzugt wird aus der lokalen Netzspannung und dem Spannungsgrenzwert eine Regelabweichung ermittelt. Diese Regelabweichung kann als Eingangsgröße einer Regeleinrichtung genutzt werden. Anhand der Regelabweichung kann die Regeleinrichtung die Blindleistung bestimmen, welche von dem dezentralen Stromerzeuger in das Verteilungsnetz eingespeist werden soll. Die Blindleistung kann auf diese Weise als Stellgröße des Regelkreises dienen.
Weiter vorteilhaft ist es, wenn die Blindleistung erst bei einem Erreichen des Spannungsgrenzwerts der lokalen Netzspannung eingespeist wird. Dabei ist es möglich, dass keine Blindleistung eingespeist wird, wenn die erfasste lokale Netzspannung kleiner als der Spannungsgrenzwert ist. Auf diese Weise kann die lokale Netzspannung beim Erreichen des Spannungsgrenzwerts auf diesem gehalten werden. Eine Beteiligung von sich am Stranganfang befindlichen dezentralen Stromerzeugern, ohne dass an ihren Einspeisepunkten eine lokale Spannungsbandverletzung vorliegt, an der Spannungshaltung strangabwärtiger dezentraler Stromerzeuger kann auf Zeiten mit einer generellen hohen Leistungseinspeisung in das Verteilungsnetz beschränkt werden. Der Spannungsgrenzwert kann eine obere Grenze eines Spannungstotbands bilden, in welchem eine nicht erforderliche Blindleistungseinspeisung verhindert werden kann. Durch das Spannungstotband können Verluste sowohl im Wechselrichter als auch in den Leitungen des Netzbetreibers reduziert werden.
In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist der Spannungsgrenzwert ein von der Wirkleistungseinspeisung abhängiger variabler Grenzwert. Der Spannungsgrenzwert als Führungsgröße kann einen sich mit der eingespeisten Wirkleistung verändernden Wert annehmen. Dabei kann der variable Spannungsgrenzwert abhängig von der Wirkleistungseinspeisung, d. h. der eingespeisten Wirkleistung, am Einspeisepunkt ermittelt werden. Auf diese Weise kann die Größe des Spannungstotbands leistungsabhängig verändert werden. Durch die Ausgestaltung des Spannungsgrenzwerts als wirkleistungsabhängiger variabler Grenzwert kann der Bereich der lokalen Netzspannung, in welchem eine Blindleistung in das Verteilungsnetz eingespeist wird, für verschiedene einzuspeisende Wirkleistungen vorgegeben werden.
In diesem Zusammenhang ist es besonders vorteilhaft, wenn der variable Spannungsgrenzwert wirkleistungsabhängig abgesenkt wird. Bei höheren Wirkleistungen kann die Einspeisung einer Blindleistung bereits bei geringeren lokalen Netzspannungen erfolgen, als dies bei geringeren Wirkleistungen der Fall wäre. Auf diese Weise kann die Blindleistungseinspeisung im Bereich kleinerer Wirkleistungen erst bei deutlich höheren lokalen Netz- Spannungen erfolgen. Das Spannungstotband kann durch den wirkleistungsabhängig abgesenkten variablen Spannungsgrenzwert mit steigender Wirkleistungseinspeisung verkleinert werden. Die Blindleistungseinspeisung und die mit dieser verbundenen Verluste können im Bereich kleinerer Wirkleistungen über einen größeren Bereich der lokalen Netzspannung als bei höheren Wirkleistungen vermieden werden.
Weiter vorteilhaft ist es, wenn der variable Spannungsgrenzwert mittels einer, insbesondere stetigen und/oder monoton fallenden, Spannungsgrenz- wert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie abhängig von der Wirkleistungseinspeisung bestimmt wird. Mit einer Spannungsgrenzwert- Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie können die Werte des variablen Spannungsgrenzwerts auf einfache Art und Weise für unterschiedliche Wirkleistungseinspeisungen vorgegeben werden. Mit einer stetigen Spannungsgrenzwert- Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie können sprunghafte Änderungen im Regelungsverfahren vermieden werden. Mit einer monoton fallenden Span- nungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie kann ein Anstieg des variablen Spannungsgrenzwerts bei steigender Wirkleistungseinspeisung verhindert werden, da der Spannungsgrenzwert mit zunehmender Wirkleistungseinspeisung kleiner wird oder über einen Wirkleistungsbereich maximal konstant bleibt.
Weiter vorteilhaft ist es, wenn die Spannungsgrenzwert-Wirkleistungs- einspeisungs-Kennlinie einen Leistungs-Schwellenwert aufweist, oberhalb welchem sich die Abhängigkeit zwischen der Wirkleistungseinspeisung und dem Spannungsgrenzwert ändert. Durch die Verwendung eines Leistungs- Schwellenwerts kann die Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs- Kennlinie in mindestens zwei unterschiedliche Regime aufgeteilt werden. In diesen Regimen kann sich das wirkleistungsabhängige Änderungsverhalten des Spannungsgrenzwerts voneinander unterscheiden. Der Leistungs- Schwellenwert kann im Bereich von 20 % bis 80 %>, insbesondere im Beriech von 50 % bis 70 %, bevorzugt im Bereich von 55 % bis 65 %, insbesondere bevorzugt bei 60 %>, der Nennleistung des Stromerzeugers liegen.
In diesem Zusammenhang ist es besonders vorteilhaft, wenn der variable Spannungsgrenzwert bei Wirkleistungseinspeisungen unterhalb des Leistungs- Schwellenwerts einen konstanten Wert annimmt. Auf diese Weise kann ein Spannungstotband konstant bleibender Größe für Wirkleistungseinspeisungen unterhalb des Leistung-Schwellenwerts vorgegeben werden. Der konstante Wert kann im Bereich von 106 % bis 110 %>, insbesondere im Beriech von 107 % bis 109 %>, bevorzugt im Bereich von 107,5 % bis 108,5 %>, insbesondere bevorzugt bei 108 %>, der Nennspannung des Verteilungsnetzes liegen.
Bei einer weiteren Ausgestaltung der Erfindung fällt der variable Spannungsgrenzwert bei Wirkleistungseinspeisungen oberhalb des Leistungs- Schwellenwerts mit zunehmender Wirkleistungseinspeisung, insbesondere linear, ab. Mit zunehmender Wirkleistungseinspeisung oberhalb des Leistungs-Schwellenwerts kann das Spannungstotband auf diese Weise schrumpfen, so das die Blindleistungseinspeisung bei zunehmend kleineren lokalen Netzspannungen erfolgt.
Bevorzugt nimmt der variable Spannungsgrenzwert bei einer der Nennleistung des Stromerzeugers entsprechenden Wirkleistungseinspeisung einen Minimalwert an. Bei der Nennleistung des Stromerzeugers kann es sich um in die nominale Wirkleistung handeln, welche der Stromerzeuger maximal erreichen kann. Beim Erreichen der Nennleistung kann die maximal mögliche Wirkleistungseinspeisung durch den Stromerzeuger erfolgen. Der Minimalwert, welchen der variable Spannungsgrenzwert bei der Nennleistung annimmt, kann um einen vorgebbaren Spannungs-Offset unterhalb des konstanten Wertes liegen, welchen der variable Spannungsgrenzwert bei niedrigen Wirkleistungseinspeisungen unterhalb des Leistungs-Schwellenwerts annimmt. Der Minimalwert kann im Bereich von 103 % bis 107 %>, insbesondere im Beriech von 104 % bis 106 %>, bevorzugt im Bereich von 104,5 % bis 105,5 %, insbesondere bevorzugt bei 105 %, der Nennspannung des Verteilungsnetzes liegen.
Gemäß einer weiteren Ausgestaltung der Erfindung wird vorgeschlagen, dass eine Maximal-Blindleistung vorgegeben wird, bis zu welcher die einzuspeisende Blindleistung gesteigert werden kann. Bis zu dieser Maximal- Blindleistung kann eine Überschreitung des variablen Spannungsgrenzwerts verhindert werden. Die eingespeiste Blindleistung kann ab der Maximal- Blindleistung in eine Sättigung gelangen. Die Maximal-Blindleistung kann insbesondere einem maximalen Verschiebungsfaktor von 0,90 entsprechen. Nach dem Erreichen der Maximal-Blindleistung kann die Regelung aktiv bleiben, jedoch die Stellgröße und damit die lokale Netzspannung zunächst nicht weiter beeinflussen. Erst nach einem Abfallen der lokalen Netzspannung oder der Reduktion der Wirkleistungseinspeisung, insbesondere durch außerhalb der Regelung liegende Einflüsse, kann die Regelung die lokale Netzspannung wieder beeinflussen.
In diesem Zusammenhang hat es sich als vorteilhaft erwiesen, wenn ab dem Erreichen der Maximal-Blindleistung diese bei einem Überschreiten des Spannungsgrenzwerts als Blindleistung eingespeist wird. Ab dem Erreichen der Maximal-Blindleistung kann das Blindleistungsregelungsverfahren keine weitere Steigerung der Blindleistungseinspeisung, insbesondere bei einer Steigerung der lokalen Netzspannung und/oder Wirkleistungseinspeisung, bewirken. Der dezentrale Stromerzeuger kann bei erreichter Maximal- Blindleistung unabhängig von einem weiteren Anstieg der lokalen Netzspannung durchgängig die Maximal-Blindleistung in das Verteilungsnetz einspeisen.
Eine weitere Ausgestaltung der Erfindung sieht vor, dass nur induktive Blindleistung eingespeist wird. Auf die Einspeisung einer kapazitiven Blindleistung kann auf diese Weise verzichtet werden. Eine unerwünschte Spannungsanhe- bung mittels kapazitiver Blindleistung kann auf diese Weise ausgeschlossen werden.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung wird ein Regelkreis ohne stationäre Sollwertabweichung genutzt. Ein Regelkreis ohne stationäre Sollwertabweichung kann im eingeschwungenen Zustand keine Regelabweichung oder Regeldifferenz zwischen der Regelgröße und der vorgegebenen Führungsgröße aufweisen. Insbesondere kann dies mit einem ein integrierendes Regelungsverhalten aufweisenden Regelkreis erzielt werden. Ein solcher Regelkreis kann mindestens einen reinen Integrator enthalten. Insbesondere kann der Regelkreis als I-, PI- oder PID-Regler ausgestattet sein.
Gemäß einer Ausführungsform der Erfindung erfolgt die Regelung in diskreten Zeitschritten. Gleichwohl kann die Regelung auch zeitkontinuierlich erfolgen.
Die Blindleistungseinspeisung kann insbesondere anhand der Gleichung
Qt+1 = Qt + K ( Umess, t - Umax) ermittelt werden. Dabei gibt Qt+i die einzuspeisende Blindleistung zum Zeitpunkt t+1 an, welche aus der eingespeisten Blindleistung Qt zum Zeitpunkt t, einem das zeitliche Einschwingverhalten angegebenen Gewichtungsfaktor K und der Differenz aus der zum Zeitpunkt t gemessenen lokalen in Netzspannung Umess, t und dem Spannungsgrenzwert Umax ermittelt wird.
Bei der Verwendung eines von der Wirkleistungseinspeisung abhängigen variablen Spannungsgrenzwerts Umax(P) kann die Formel
Qt+1 = Qt + K (Urness,t - Umax(P) ) genutzt werden.
Wenn hierüber hinaus nur eine induktive Blindleistung eingespeist werden soll, kann die Formel
Qt+1 = max(Qt + K ( Umess,t - Umax(P)), 0) genutzt werden, bei welcher nur eine induktive Blindleistung, d. h. bei Verwendung des Verbraucherzählpfeilsystems eine Blindleistung mit positivem Wert, eingespeist wird.
Bei einem Verfahren zum Betrieb eines Wechselrichters der eingangs genannten Art wird zur Lösung der vorstehenden Aufgabe vorgeschlagen, dass bei diesem eine Blindleistungseinspeisung in ein Verteilungsnetz zur dezentralen Spannungshaltung in der zuvor beschriebenen Weise geregelt wird, wodurch sich die im Zusammenhang mit dem Blindleistungsregelungsverfahren beschriebenen Vorteile ergeben.
Bei dem Computerprogramm der eingangs genannten Art wird zur Lösung der vorstehenden Aufgabe vorgeschlagen, dass dieses Befehle umfasst, die bei der Ausführung des Programms durch einen Computer diesen veranlassen, das zuvor beschriebene Blindleistungsregelungsverfahren auszuführen, wodurch sich die im Zusammenhang mit dem Blindleistungsregelungsverfahren beschriebenen Vorteile ergeben.
Das Computerprogramm kann durch einen den dezentralen Stromerzeuger, insbesondere einen Wechselrichter des dezentralen Stromerzeugers, steuernden Computer ausführbar sein. Der dezentrale Stromerzeuger, insbesondere dessen Wechselrichter, kann Erfassungsmittel zur Erfassung der lokalen Netzspannung aufweisen. Das den dezentralen Stromerzeuger steuernde Computerprogramm kann die erfasste lokale Netzspannung auslesen und/oder das Erfassungsmittel zur Erfassung der lokalen Netzspannung veranlassen.
Zur Lösung der vorstehend genannten Aufgabe wird zudem ein computerlesbares Medium vorgeschlagen, auf dem das zuvor beschriebene Computerprogramm gespeichert ist, wodurch sich die im Zusammenhang mit dem Computerprogramm beschriebenen Vorteile ergeben. Bei einem Wechselrichter der eingangs genannten Art wird zur Lösung der vorstehend genannten Aufgabe vorgeschlagen, dass dieser Mittel, insbesondere eine Regelvorrichtung, zur dezentralen Spannungshaltung in der zuvor beschriebenen Weise aufweist, insbesondere zur Ausführung des zuvor beschriebenen Computerprogramms.
Die im Zusammenhang mit dem erfindungsgemäßen Verfahren zum Betrieb eines Wechselrichters beschriebenen Merkmale können einzeln oder in Kombination auch bei dem Wechselrichter zur Anwendung kommen. Es ergeben sich die gleichen Vorteile, welche bereits beschrieben wurden.
Eine Regelvorrichtung kann einen Regelkreis schaltungstechnisch fest vorgeben, insbesondere eine Hardwarerealisierung des Regelkreises umfassen, wie einen Regler. Die Regelvorrichtung kann einen Speicher zur Speicherung eines Spannungsgrenzwerts oder der Spannungsgrenzwert-Wirkleistungs- einspeisungs-Kennlinie aufweisen. Die Regelvorrichtung kann eine Auslesevorrichtung zum Auslesen des wirkleistungsabhängigen Werts des variablen Spannungsgrenzwerts aus der Spannungsgrenzwert-Wirkleistungs- einspeisungs- Kennlinie aufweisen.
Bei dem Mittel zur Spannungshaltung kann es sich alternativ oder zusätzlich zu einer Regelvorrichtung auch um einen Computer oder einen im Wechselrichter verbauten programmierbaren Computerchip handeln, auf welchem das zuvor beschriebene Computerprogramm gespeichert und zur Spannungshaltung ausführbar ist.
Der Wechselrichter kann ein Erfassungsmittel zur Erfassung der lokalen Netzspannung aufweisen.
Bei einem Verteilungsnetz der eingangs genannten Art wird zur Lösung der vorstehenden Aufgabe vorgeschlagen, dass dieses Mittel, insbesondere Regelvorrichtungen, zur dezentralen Spannungshaltung in der zuvor beschrie- benen Weise aufweist, insbesondere Wechselrichter der zuvor beschriebenen Art.
Die im Zusammenhang mit dem erfindungsgemäßen Blindleistungsregelungsverfahren zur dezentralen Spannungshaltung und/oder dem erfindungsgemäßen Wechselrichter beschriebenen Merkmale können einzeln oder in Kombination auch bei dem Verteilungsnetz zur Anwendung kommen. Es ergeben sich die gleichen Vorteile, welche bereits beschrieben wurden.
Jedem der dezentralen Stromerzeuger kann ein Mittel zur dezentralen Spannungshaltung zugeordnet sein. Mit dem Mittel kann jeder der dezentralen Stromerzeuger vor Ort und dezentral zur Spannungshaltung beitragen. Dabei können die Mittel und insbesondere die dezentralen Stromerzeuger nicht miteinander in Datenaustausch stehen. Insbesondere kann das Mittel zur dezentralen Spannungshaltung ein Teil des dezentralen Stromerzeugers sein.
Eine Regelvorrichtung kann einen Regelkreis schaltungstechnisch fest vorgeben, insbesondere eine Hardwarerealisierung des Regelkreises umfassen, wie einen Regler. Die Regelvorrichtung kann einen Speicher zur Speicherung eines Spannungsgrenzwerts oder der Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspei- sungs-Kennlinie aufweisen. Die Regelvorrichtung kann eine Auslesevorrichtung zum Auslesen des wirkleistungsabhängigen Werts des variablen Spannungsgrenzwerts aus der Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie aufweisen.
Bei dem jeweiligen Mittel zur Spannungshaltung kann es sich alternativ oder zusätzlich zu einer Regelvorrichtung auch um einen Computer oder einen im jeweiligen dezentralen Stromerzeuger verbauten programmierbaren Computerchip handeln, auf welchem das zuvor beschriebene Computerprogramm gespeichert und zur Spannungshaltung ausführbar ist. Weitere Einzelheiten und Vorteile eines erfindungsgemäßen Blindleistungsregelungsverfahrens, eines erfindungsgemäßen Verfahrens zum Betrieb eines Wechselrichters, eines erfindungsgemäßen Computerprogramms, eines erfindungsgemäßen Wechselrichters sowie eines erfindungsgemäßen Verteilungsnetzes sollen nachfolgend anhand der in den Figuren schematisch dargestellten Ausführungsbeispiele der Erfindung exemplarisch erläutert werden. Darin zeigt:
Fig. 1 : den Strang eines Verteilungsnetzes mit mehreren dezentralen
Stromerzeugern,
Fig. 2: den Regelkreis des erfindungsgemäßen Blindleistungsregelungsverfahrens,
Fig. 3: eine Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie und
Fig. 4: das Regelungsverhalten der Blindleistungsregelung bei steigender Wirkleistungseinspeisung.
In Fig. 1 ist ein Verteilungsnetz 2 in Form eines Niederspannungsnetzes gezeigt, welches über einen zentralen Transformator 100 mit dem übergeordneten Mittelspannungsnetz 200 verbunden ist. Ausgehend von dem zentralen Transformator 100 erstreckt sich das Verteilungsnetz 2 als ein Strang 3.
Entlang dieses Strangs 3 weist das Verteilungsnetz 2 mehrere zwischen dem Stranganfang 3.1 und dem Strangende 3.2 angeordnete dezentrale Stromerzeuger PV1 bis PV4 auf, bei welchen es sich insbesondere um Photovoltaikanlagen handelt. Diese dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 generieren an verschiedenen Stellen des Verteilungsnetzes 2 Strom und speisen zusammen mit diesem über ihre jeweiligen Einspeisepunkte 4 eine Wirkleistung P in den Strang 3 des Verteilungsnetzes 2 ein. Diese zusätzliche und in der Regel zeitlich nicht konstante Leistungseinspeisung in das Verteilungsnetz 2 würde ohne eine Korrektur zu erheblichen ortsabhängigen Schwankungen der Spannung des Verteilungsnetzes 2 führen. Die zur Sicherstellung einer stabilen Stromversorgung der ebenfalls im Verteilungsnetz 2 befindlichen Endverbraucher erforderliche Spannungsqualität könnte so nicht eingehalten werden, da die lokale Spannung des Verteilungsnetzes 2 nicht in einem durch vorgegebene Spannungstoleranzen, typischer Weise +/- 10 %>, um eine Nennspannung herum vorgegebenen Spannungsband gehalten werden könnte.
Um die lokalen Spannungen dennoch in den Grenzen des Spannungsbands halten zu können, erfassen die dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 an ihren jeweiligen Einspeisepunkten 4 die lokale Netzspannung U des Verteilungsnetzes 2, um auf deren Basis eine dezentrale Spannungshaltung zu erzielen. Dabei stehen die einzelnen dezentralen Stromerzeuger miteinander oder mit einer zentralen Steuerungsvorrichtung des Verteilungsnetzes 2 nicht im Datenaustausch. Zur Erzielung dieser dezentralen Spannungshaltung speisen die dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 an ihren Einspeisepunkten 4 nicht nur eine Wirkleistung P, sondern auch eine von der lokalen Netzspannung U anhängige Blindleistung Q in das Verteilungsnetz 2 ein.
Fig. 2 zeigt dabei einen Regelkreis 1 , mit welchem das erfindungsgemäße Blindleistungsregelungsverfahren zur dezentralen Spannungshaltung des Verteilungsnetzes 2 durchgeführt wird. Im Folgenden wird der Regelkreis 1 als Regelkreis des dezentralen Stromerzeugers PV4 beschrieben, wobei jedoch auch die übrigen Stromerzeuger PV1 bis PV3 des Verteilungsnetzes 2 über in gleicher weise ausgestaltete Regelkreise 1 verfügen können. Dabei wird die lokale Netzspannung U als Regelgröße genutzt, welche wie vorstehend beschrieben erfasst und zur Spannungshaltung durch den Regelkreis 1 geregelt wird. Neben der lokalen Netzspannung U als Regelgröße nutzt der Regelkreis 1 einen Spannungsgrenzwert Umax als Führungsgröße, auf welchen die lokale Netzspannung U geregelt werden soll.
Aus der lokalen Netzspannung U und dem Spannungsgrenzwert Umax wird im nächsten Schritt eine Regelabweichung E ermittelt und als Eingangsgröße der Regeleinrichtung 6 genutzt. Anhand der Regelabweichung E bestimmt die Regeleinrichtung 6 die Blindleistung Q, welche von einem Wechselrichter des dezentralen Stromerzeugers PV4 in das Verteilungsnetz 2 eingespeist wird und so als Stellgröße des Regelkreises 1 dient.
Die Regeleinrichtung 6 kann anhand der Regelabweichung E, welche der Differenz aus der lokaler Netzspannung U und dem Spannungsgrenzwert Umax entspricht, feststellen, ob die lokale Netzspannung U kleiner als der Spannungsgrenzwert Umax ist. Sofern die lokale Netzspannung U unterhalb des Spannungsgrenzwert Umax liegt, kann die Regeleinrichtung 6 vorsehen, dass keine Blindleistung Q in das Verteilungsnetz 2 eingespeist wird. Auf diese Weise wird die Blindleistung Q erst beim Erreichen des Spannungsgrenzwerts Umax der lokalen Netzspannung U eingespeist.
Entlang der Regelstrecke 7 des Regelkreises 1 bewirkt die eingespeiste Blindleistung Q durch das Stellverhalten 8 eine Veränderung der lokalen Netzspannung U. Neben dem Einfluss der von dem dezentralen Stromerzeuger PV4 eingespeisten Blindleistung Q beeinflussen auch die Wirkleistungseinspeisungen und Blindleistungseinspeisungen der übrigen dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV3 sowie weitere Einflüsse die lokalen Netzspannung U am Einspeisepunkt 4 des dezentralen Stromerzeugers PV4. Diese nicht direkt vom dezentralen Stromerzeuger PV4 bewirkten Einflüsse auf die lokale Netzspannung U werden zum Störverhalten 9 der Regelstrecke 7 zusammengefasst, welches sich als Störgröße Z auf die lokale Netzspannung U auswirkt.
Sowohl die Störgröße Z als auch die eingespeiste Blindleistung Q. bewirken in Kombination eine Veränderung der lokalen Netzspannung U am Einspeise- punkt 4 des dezentralen Stromerzeugers PV4. Diese veränderte lokale Netzspannung U wird anschließend erfasst und beim nächsten Durchlauf des Regelkreises 1 erneut mit dem Spannungsgrenzwert Umax verglichen. Diese Blindleistungsregelung kann entweder in diskreten Zeitschritten oder als zeitkontinuierliche Regelung erfolgen.
Damit nach einem zeitlichen Einschwingen des Regelkreises 1 keine stationäre Sollwertabweichung mehr vorliegt, d. h., dass die lokale Netzspannung U im eingeregelten Zustand den als Führungsgröße dienenden Spannungsgrenzwert Umax ohne Abweichung einnimmt, kann die Regeleinrichtung 6 ein integrierendes Regelungsverhalten aufweisen. Hierzu enthält die Regeleinrichtung 6 und somit auch der Regelkreis 1 einen reinen Integrator. Sie kann dabei als I-, PI- oder als PID-Regler ausgestaltet sein.
Wenngleich der Spannungsgrenzwert Umax als ein leistungsunabhängiger Grenzwert vorgegeben werden kann, hat es sich als insbesondere vorteilhaft erwiesen, wenn der Spannungsgrenzwert Umax ein von der eingespeisten Wirkleistung P, d. h. der Wirkleistungseinspeisung P, abhängiger variabler Grenzwert ist und insbesondere wirkleistungsabhängig abgesenkt wird. Um die Größe dieses variablen Spannungsgrenzwerts Umax zu ermitteln, wird eine Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie 5 genutzt, wie sie beispielsweise in Fig. 3 dargestellt ist. Diese stetige und monoton fallende Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie 5 gibt den Wert des Spannungsgrenzwerts Umax in Abhängigkeit von der eingespeisten Wirkleistung P des dezentralen Stromerzeugers PV4 an. Wie auch bereits bei der Fig. 2 wird die Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie 5 als Kennlinie zur Regelung des dezentralen Stromerzeugers PV4 beschrieben, wobei jedoch auch die übrigen Stromerzeuger PV1 bis PV3 des Verteilungsnetzes 2 unter Zuhilfenahme der gleichen Spannungsgrenzwert- Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie 5 geregelt werden können. Der Spannungsgrenzwert Umax ist in Fig. 3 als Vielfaches der Nennspannung des Verteilungsnetzes 2 angegeben, welche beispielsweise 230 V entspricht. Die eingespeiste Wirkleistung P ist als Vielfaches der Nennleistung des dezentralen Stromerzeugers PV4 angegeben, wobei es sich bei der Nennleistung um jene Wirkleistung P handelt, welche der dezentrale Stromerzeuger PV4 unter Idealbedingungen maximal in das Verteilungsnetz 2 einspeisen kann.
Die Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie 5 weist einen Leistungs-Schwellenwert Prei auf, welcher die Spannungsgrenzwert- Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie 5 in zwei Bereiche mit unterschiedlichen Abhängigkeiten des Spannungsgrenzwerts Umax von der Wirkleistungseinspeisung P unterteilt. Bei dem in Fig. 3 gezeigten Beispiel liegt dieser Leistungs- Schwellenwert Prei bei 60 % der Nennleistung des dezentralen Stromerzeugers PV4.
Sofern die eingespeiste Wirkleistung P unterhalb des Leistungs-Schwellenwerts Prei liegt, weist der variable Spannungsgrenzwert Umax einen konstanten Wert Umax,i auf. Dieser konstante Wert Umax,i liegt beim Beispiel der Fig. 3 bei 108 % der Nennspannung des Verteilungsnetzes 2. Solange der dezentrale Stromerzeuger PV4 Wirkleistungen P unterhalb des Leistungs- Schwellenwerts Prei in das Verteilungsnetz 2 einspeist, wird dabei nicht zusätzlich noch eine Blindleistung Q in das Verteilungsnetz 2 eingespeist, sofern die lokale Netzspannung U unterhalb dieses im Vergleich zu den bekannten Verfahren relativ hohen konstanten Werts Umax,i liegt. Mit der Blindleistungseinspeisung Q verbundene Verluste können auf diese Weise über diesen Parameterbereich hinweg verhindert werden.
Bei Wirkleistungseinspeisungen P oberhalb des Leistungs-Schwellenwerts Prei fällt der variable Spannungsgrenzwert Umax mit zunehmender Wirkleistungseinspeisung P linear ab, bis dieser einen Minimalwert Umax, 2 bei jener Wirkleistungseinspeisung P annimmt, welche der Nennleistung (P=1 ) des dezentralen Stromerzeugers PV4 entspricht. Im Wirkleistungsbereich zwischen dem Leistungs-Schwellenwert Prei und der Nennleistung des dezentralen Stromerzeugers PV4 sinkt der variable Spannungsgrenzwert Umax dabei vom Wert Umax,i um den Spannungs-Offset Uoffset auf seinen Minimalwert Umax, 2 ab.
In Fig. 4 ist das Regelungsverhalten der Blindleistungsregelung bei steigender Wirkleistungseinspeisung P exemplarisch für das in Fig. 1 dargestellte Verteilungsnetz 2 mit vier dezentralen Stromerzeugern PV1 bis PV4 gezeigt, wobei jeder der dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 jeweils über einen eigenen Regelkreis 1 gemäß dem obenstehenden beschriebenen Blindleistungsregelungsverfahren geregelt wird. Aufgetragen ist die lokale Netzspannung U an den jeweiligen Einspeisepunkten 4 der dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4. Die lokale Netzspannung U ist dabei als Vielfaches der Nennspannung des Verteilungsnetzes 2 angegeben. Die eingespeiste Wirkleistung P der einzelnen dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 ist wie bereits in Fig. 3 als Faktor der Nennleistung der jeweiligen dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 dargestellt.
Zum besseren Verständnis des Regelungsverhaltens ist die den wirkleistungsabhängigen variablen Spannungsgrenzwert Umax angebende Spannungsgrenz- wert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie 5 gemäß Fig. 3 als gestrichelte Linie in Fig. 4 eingezeichnet.
Zunächst steigen die lokalen Netzspannungen U an den Einspeisepunkten 4 der dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 mit steigender Wirkleistungseinspeisung P linear an. Solange die Wirkleistungseinspeisung P den Leistungs- Schwellenwert Prei und die lokalen Netzspannungen U die Spannungsgrenz- wert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie 5 noch nicht erreicht haben, befinden sich die Kurven in einem vergleichsweise breiten Spannungstotband B, in welchem keine Blindleistung Q in das Verteilungsnetz 2 eingespeist wird.
Ab dem Leistungs-Schwellenwert Prei verringert sich die Breite dieses Spannungstotbands B mit steigender Wirkleistung P, bis das Spannungstotband B bei der Nennleistung der dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 seine geringste Breite erreicht.
Auch nach dem Überschreiten des Leistungs-Schwellenwerts Prei liegen die Kurven der vier Stromerzeuger PV1 bis PV4 zunächst noch unterhalb der Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie 5, so dass zunächst keine Blindleistung eingespeist wird. An dem Punkt S1 erreicht die lokale Netzspannung U am Einspeisepunkt 4 des dezentralen Stromerzeugers PV4 den für diese Wirkleistung P geltenden Spannungsgrenzwert Umax, so dass mit der Blindleistungseinspeisung Q zur Spannungshaltung, d. h. zur Einhaltung des Spannungsbands des Verteilungsnetzes 2, durch den dezentralen Stromerzeuger PV4 begonnen wird. Da die lokalen Netzspannungen U der übrigen dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV3 bei dieser Leistungseinspeisung P den Spannungsgrenzwert Umax noch nicht erreicht haben, speisen die dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV3 noch keine Blindleistung Q in das Verteilungsnetz 2 ein.
Mit steigender Wirkleistungseinspeisung P speist der geregelte dezentrale Stromerzeuger PV4 zunehmend mehr Blindleistung Q in das Verteilungsnetz 2 ein, was zu einer Reduzierung der lokalen Netzspannungen U sämtlicher dezentraler Stromerzeuger PV1 bis PV4 führt, ohne dass das vorgegebene Spannungsband des Verteilungsnetzes 2 hierdurch verletzt wird.
Der Anstieg der Blindleistungseinspeisung Q des dezentralen Stromerzeugers PV4 setzt sich mit steigender Wirkleistungseinspeisung P weiter fort, bis am Punkt S2 eine, insbesondere durch den Hersteller des Wechselrichters, vorgegebene Maximal-Blindleistung durch den dezentralen Stromerzeuger PV4 in das Verteilungsnetz 2 eingespeist wird. Eine über diese Maximal- Blindleistung hinausgehende Blindleistung kann der dezentralen Stromerzeuger PV4 nicht in das Verteilungsnetz 2 einspeisen. Bei weiter zunehmender Wirkleistungseinspeisung P speist der dezentrale Stromerzeuger PV4 auch bei einem Überschreiten des Spannungsgrenzwerts Umax weiterhin lediglich die maximale Blindleistung in das Verteilungsnetz 2 ein.
Da die vom dezentralen Stromerzeuger PV4 eingespeiste Blindleistung Q ab dem Punkt S2 daher nicht weiter ansteigt, nehmen die lokalen Netzspannungen U an den Einspeisepunkten 4 der dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 mit steigender Wirkleistungseinspeisung P wieder zu.
Beim Punkt S3 erreicht schließlich die lokale Netzspannung U am Einspeisepunkt 4 des dezentralen Stromerzeugers PV3 den für diese Wirkleistung P geltenden Spannungsgrenzwert Umax, so dass der dezentrale Stromerzeuger PV3 mit der Einspeisung einer Blindleistung Q zur Spannungshaltung beginnt. Bei steigender Leistungseinspeisung P bewirkt auch diese Spannungshaltung durch den dezentralen Stromerzeuger PV3 eine Abnahme der lokalen Netzspannungen U, bis auch der dezentrale Stromerzeuger PV3 am Punkt S4 seine Maximal-Blindleistung in das Verteilungsnetz 2 einspeist. Bei weiter zunehmender Wirkleistungseinspeisung P speist auch der dezentralen Stromerzeuger PV3 nur seine Maximal-Blindleistung in das Verteilungsnetz 2 ein, so dass die lokalen Netzspannungen U mit steigender Wirkleistungseinspeisung P wieder zunehmen.
Der Anstieg der lokalen Netzspannung U mit steigender Wirkleistungseinspeisung P setzt sich fort, bis die lokale Netzspannung U am Einspeisepunkt 4 des dezentralen Stromerzeugers PV2 den wirkleistungsabhängigen Spannungsgrenzwert Umax am Punkt S5 erreicht. Ab dem Punkt S5 beginnt der dezentrale Stromerzeuger PV2 mit der Einspeisung einer Blindleistung Q in das Verteilungsnetz 2, bis diese bei weiter gesteigerter Wirkleistungseinspeisung P am Punkt S6 den Wert der Maximal-Blindleistung annimmt, welche der dezentrale Stromerzeuger PV2 maximal in das Verteilungsnetz 2 einspeisen kann. Bei weiter steigender Wirkleistungseinspeisung P speist der dezentrale Stromerzeuger PV2 diese Maximal-Blindleistung weiterhin konstant als Blindleistung Q in das Verteilungsnetz 2 einspeist. Da die Stromerzeugers PV1 bis PV4 jeweils nur induktive Blindleistungen Q in das Verteilungsnetz 2 einspeisen, sinkt die lokale Netzspannung U während der Phasen, in welchen die Blindleistungseinspeisung Q ansteigt, ab und steigt nicht an, wie es bei einer Einspeisung kapazitiver Blindleistungen Q. der Fall wäre.
Wie in Fig. 4 zu erkennen ist, kann mit dem beschriebenen Blindleistungsregelungsverfahren verhindert werden, dass die lokale Netzspannung U an einem der Einspeisepunkte 4 der dezentralen Stromerzeuger PV1 bis PV4 das vorgegebene Spannungsband des Verteilungsnetzes 2 verletzt, selbst wenn der Stromerzeuger PV1 bis PV4 die von Ihm in das Verteilungsnetz 2 eingespeiste Blindleistung Q. nicht mehr erhöhen kann. Sogar die lokale Netzspannung U des strangabwärtigen dezentralen Stromerzeugers PV4 überschreitet bei keiner eingespeisten Wirkleistung P die Grenze von 108 % der Nennspannung des Verteilungsnetzes 2 und liegt dauerhaft in einem 10%-igen Spannungsband um die Nennspannung des Verteilungsnetzes 2.
Mit Hilfe des vorstehend beschriebenen Blindleistungsregelungsverfahrens beim Verfahren zum entsprechenden Betrieb eines Wechselrichters sowie eines solchen Wechselrichters ist es möglich, die Spannungshaltung an einem Einspeisepunkt 4 eines dezentralen Stromerzeugers PV1 bis PV4 zu ermöglichen und die durch die Blindleistung Q verursachten Anlagen- und Netzverluste zu verringern. Bezugszeichen:
1 Regelkreis
2 Verteilungsnetz
3 Strang
3.1 Stranganfang
3.2 Strangende
4 Einspeisepunkt
5 Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs-Kennlinie
6 Regeleinrichtung
7 Regelstrecke
8 Stellverhalten
9 Störverhalten
B Spannungstotband
E Regelabweichung
P Wirkleistung
Prei Leistungs-Schwellenwert
PV1 -PV4 Stromerzeuger
Q. Blindleistung
S1 -S6 Punkt
U lokalen Netzspannung
Umax Spannungsgrenzwert
Umax,1 konstanten Wert
Umax, 2 Minimalwert
Uoffset Spannungs-Offset
Z Störgröße
100 zentraler T ransformator
200 Mittelspannungsnetz

Claims

Patentansprüche:
1 . Blindleistungsregelungsverfahren zur dezentralen Spannungshaltung eines Verteilungsnetzes (2), insbesondere eines Niederspannungsnetzes, mit mindestens einem dezentralen Stromerzeuger (PV1 -PV4), wobei am Einspeisepunkt (4) des Stromerzeugers (PV1 -PV4) eine lokale Netzspannung (U) des Verteilungsnetzes (2) erfasst, eine Wirkleistung (P) in das Verteilungsnetz (2) eingespeist und eine Blindleistung (Q) abhängig von der lokalen Netzspannung (U) eingespeist wird, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass die lokale Netzspannung (U) als Regelgröße auf einen Spannungsgrenzwert (Umax) der lokalen Netzspannung (U) geregelt und die Blindleistung (Q) als Stellgröße genutzt wird.
2. Blindleistungsregelungsverfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Blindleistung (Q) erst bei einem Erreichen des Spannungsgrenzwerts (Umax) der lokalen Netzspannung (U) eingespeist wird.
3. Blindleistungsregelungsverfahren nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Spannungsgrenzwert (Umax) ein von der Wirkleistungseinspeisung (P) abhängiger variabler Grenzwert ist.
4. Blindleistungsregelungsverfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass der variable Spannungsgrenzwert (Umax) wirkleistungsabhängig abgesenkt wird.
5. Blindleistungsregelungsverfahren nach einem der Ansprüche 3 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass der variable Spannungsgrenzwert (Umax) mittels einer, insbesondere stetigen und/oder monoton fallenden, Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs- Kennlinie (5) abhängig von der Wirkleistungseinspeisung (P) bestimmt wird.
6. Blindleistungsregelungsverfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Spannungsgrenzwert-Wirkleistungseinspeisungs- Kennlinie (5) einen Leistungs-Schwellenwert (Prei) aufweist, oberhalb welchem sich die Abhängigkeit zwischen der Wirkleistungseinspeisung (P) und dem Spannungsgrenzwert (Umax) ändert.
7. Blindleistungsregelungsverfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass bei Wirkleistungseinspeisungen (P) unterhalb des Leistungs-Schwellenwerts (Prei) der variable Spannungsgrenzwert (Umax) einen konstanten Wert (U max,1 ) annimmt.
8. Blindleistungsregelungsverfahren nach einem der Ansprüche 6 oder 7, dadurch gekennzeichnet, dass bei Wirkleistungseinspeisungen (P) oberhalb des Leistungs-Schwellenwerts (Prei) der variable Spannungsgrenzwert (Umax) mit zunehmender Wirkleistungseinspeisung (P), insbesondere linear, abfällt.
9. Blindleistungsregelungsverfahren nach einem der Ansprüche 3 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass der variable Spannungsgrenzwert (Umax) bei einer der Nennleistung des Stromerzeugers (PV1 -PV4) entsprechenden Wirkleistungseinspeisung (P) einen Minimalwert (Umax, 2) annimmt.
10. Blindleistungsregelungsverfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine Maximal-Blindleistung vorgegeben wird, bis zu welcher die einzuspeisende Blindleistung (Q) gesteigert werden kann.
11. Blindleistungsregelungsverfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass ab dem Erreichen der Maximal-Blindleistung diese bei einem Überschreiten des Spannungsgrenzwerts (Umax) als Blindleistung (Q) eingespeist wird. Blindleistungsregelungsverfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass nur induktive Blindleistung (Q) eingespeist wird. Blindleistungsregelungsverfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein Regelkreis (1 ) ohne stationäre Sollwertabweichung genutzt wird. Blindleistungsregelungsverfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Regelung in diskreten Zeitschritten erfolgt. Verfahren zum Betrieb eines Wechselrichters, insbesondere eines netzfolgenden Wechselrichters, eines dezentralen Stromerzeugers (PV1 -PV4), insbesondere einer Photovoltaikanlage, bei welchem eine Blindleistungseinspeisung (Q) in ein Verteilungsnetz (2) zur dezentralen Spannungshaltung nach Anspruch 1 geregelt wird. Computerprogramm, umfassend Befehle, die bei der Ausführung des Programms durch einen Computer diesen veranlassen, das Verfahren nach Anspruch 1 auszuführen. Computerlesbares Medium, auf dem das Computerprogramm nach Anspruch 16 gespeichert ist. Wechselrichter, insbesondere netzfolgender Wechselrichter, für einen dezentralen Stromerzeuger (PV1 -PV4), insbesondere eine Photovoltaikanlage, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , dass dieser Mittel, insbesondere eine Regelvorrichtung, zur dezentralen Spannungshaltung nach Anspruch 15 aufweist, insbesondere zur Ausführung des Computerprogramms nach Anspruch 16. 19. Verteilungsnetz (2), insbesondere Niederspannungsnetz, mit mehreren dezentralen Stromerzeugern (PV1 -PV4), welche Mittel, insbesondere Regelvorrichtungen, zur dezentralen Spannungshaltung nach Anspruch 1 aufweisen, insbesondere Wechselrichter nach Anspruch 18.
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