ES2932775T3 - Procedimiento e inversor fotovoltaico para determinar la capacidad de una instalación fotovoltaica con respecto a tierra - Google Patents

Procedimiento e inversor fotovoltaico para determinar la capacidad de una instalación fotovoltaica con respecto a tierra Download PDF

Info

Publication number
ES2932775T3
ES2932775T3 ES21710477T ES21710477T ES2932775T3 ES 2932775 T3 ES2932775 T3 ES 2932775T3 ES 21710477 T ES21710477 T ES 21710477T ES 21710477 T ES21710477 T ES 21710477T ES 2932775 T3 ES2932775 T3 ES 2932775T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
switch
installation
capacity
voltage
photovoltaic
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.)
Active
Application number
ES21710477T
Other languages
English (en)
Inventor
Franz Fischereder
Andreas Luger
Christoph Pernegger
Jürgen Pirchenfellner
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.)
Fronius International GmbH
Original Assignee
Fronius International GmbH
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 Fronius International GmbH filed Critical Fronius International GmbH
Application granted granted Critical
Publication of ES2932775T3 publication Critical patent/ES2932775T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R27/00—Arrangements for measuring resistance, reactance, impedance, or electric characteristics derived therefrom
    • G01R27/02—Measuring real or complex resistance, reactance, impedance, or other two-pole characteristics derived therefrom, e.g. time constant
    • G01R27/26—Measuring inductance or capacitance; Measuring quality factor, e.g. by using the resonance method; Measuring loss factor; Measuring dielectric constants ; Measuring impedance or related variables
    • G01R27/2605—Measuring capacitance
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R15/00—Details of measuring arrangements of the types provided for in groups G01R17/00 - G01R29/00, G01R33/00 - G01R33/26 or G01R35/00
    • G01R15/04—Voltage dividers
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R27/00—Arrangements for measuring resistance, reactance, impedance, or electric characteristics derived therefrom
    • G01R27/02—Measuring real or complex resistance, reactance, impedance, or other two-pole characteristics derived therefrom, e.g. time constant
    • G01R27/025—Measuring very high resistances, e.g. isolation resistances, i.e. megohm-meters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/12—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/0029—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries with safety or protection devices or circuits
    • H02J7/0031—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries with safety or protection devices or circuits using battery or load disconnect circuits
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/34—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering
    • H02J7/35—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering with light sensitive cells
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M3/00—Conversion of dc power input into dc power output
    • H02M3/02—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac
    • H02M3/04—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac by static converters
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M3/00—Conversion of dc power input into dc power output
    • H02M3/02—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac
    • H02M3/04—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac by static converters
    • H02M3/10—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H02M3/145—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal
    • H02M3/155—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only
    • H02M3/156—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only with automatic control of output voltage or current, e.g. switching regulators
    • H02M3/158—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only with automatic control of output voltage or current, e.g. switching regulators including plural semiconductor devices as final control devices for a single load
    • H02M3/1582—Buck-boost converters
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S40/00—Components or accessories in combination with PV modules, not provided for in groups H02S10/00 - H02S30/00
    • H02S40/30—Electrical components
    • H02S40/32—Electrical components comprising DC/AC inverter means associated with the PV module itself, e.g. AC modules
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S40/00—Components or accessories in combination with PV modules, not provided for in groups H02S10/00 - H02S30/00
    • H02S40/30—Electrical components
    • H02S40/38—Energy storage means, e.g. batteries, structurally associated with PV modules
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2207/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J2207/20—Charging or discharging characterised by the power electronics converter
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Measurement Of Resistance Or Impedance (AREA)
  • Inverter Devices (AREA)
  • Control Of Electrical Variables (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)

Abstract

La invención se refiere a un método y un inversor fotovoltaico (2) para determinar la capacidad del sistema (CPV) de un sistema fotovoltaico (1) a tierra (PE). De acuerdo con la invención, la tensión necesaria para la medición puede proporcionarse en forma de tensión del circuito intermedio (UZK) del circuito intermedio (6), y el dispositivo de medición (13) está diseñado para accionar un interruptor de cortocircuito de entrada. (SBoost) para cortocircuitar la entrada de CC (3) cuando el separador de CA (8) está abierto, por lo que la tensión del circuito intermedio (UZK) se puede aplicar a la entrada de CC (3) en la dirección opuesta, y el dispositivo de medición (13) está diseñado para determinar la capacidad del sistema (CPV) a partir de la curva temporal de la tensión de medida (UM2) tras cerrar el interruptor (Siso) del divisor de tensión (14). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimiento e inversor fotovoltaico para determinar la capacidad de una instalación fotovoltaica con respecto a tierra
La invención se refiere a un procedimiento para determinar la capacidad de la instalación de una instalación fotovoltaica con respecto a tierra, que tiene un inversor fotovoltaico con al menos una entrada de CC para la conexión a al menos un módulo fotovoltaico o una cadena de varios módulos fotovoltaicos, un transformador CC/CC con un diodo de entrada, un circuito intermedio, un transformador CC/CA, un interruptor de CA, una salida de CA para la conexión a una red de suministro y/o a un consumidor, un dispositivo de control, y un dispositivo de medición con un divisor de tensión que contiene al menos dos resistencias, un conmutador para conectar una resistencia del divisor de tensión y una unidad de medición de tensión para detectar tensiones de medición en al menos una resistencia del divisor de tensión con el conmutador del divisor de tensión abierto y cerrado y para determinar la capacidad de la instalación a partir de la curva temporal de las tensiones de medición detectadas.
Además, la invención se refiere a un inversor fotovoltaico para determinar la capacidad de la instalación de una instalación fotovoltaica, que tiene al menos una entrada de CC para la conexión de al menos un módulo fotovoltaico o una cadena de varios módulos fotovoltaicos, un transformador Cc /CC con un diodo de entrada, un circuito intermedio, un transformador CC/CA, un interruptor de CA, una salida de CA para la conexión a una red de suministro y/o a un consumidor, un dispositivo de control, y que tiene un dispositivo de medición con un divisor de tensión que contiene al menos dos resistencias, un conmutador para conectar una resistencia del divisor de tensión, y una unidad de medición de tensión para detectar tensiones de medición en al menos una unidad de medición de tensión en al menos una resistencia del divisor de tensión con el conmutador del divisor de tensión abierto y cerrado y para determinar la capacidad de la instalación a partir de la curva temporal de las tensiones de medición detectadas.
Una instalación fotovoltaica suele tener una determinada capacidad, denominada capacidad de la instalación, con respecto a tierra. Por lo general, la capacidad de la instalación es relativamente pequeña, lo que hace que las corrientes de fuga capacitivas sean relativamente bajas. Una serie de factores, especialmente el clima húmedo o el agua, influyen en la capacidad de la instalación, además del procedimiento de montaje de los módulos fotovoltaicos y los posibles fallos de aislamiento de los componentes de la instalación fotovoltaica. Si la capacidad de la instalación aumenta, las corrientes de fuga capacitivas también aumentan. Si el inversor fotovoltaico está conectado a la red pública y/o a los consumidores, los fusibles de la instalación pueden activarse en caso de que las capacidades de la instalación sean mayores debido a las corrientes de fuga capacitivas. Por ejemplo, varios países prevén conmutadores diferenciales (RCD) que se disparan a 30 mA, por ejemplo, para proteger las instalaciones fotovoltaicas. Después de que el RCD se haya disparado, debe conectarse de nuevo manualmente. Hasta que esto ocurra, puede pasar mucho tiempo durante el cual no se alimenta energía eléctrica a la red de suministro o no se suministra energía eléctrica a los consumidores. En consecuencia, disminuye el rendimiento de la instalación fotovoltaica y un posible beneficio para el usuario de la misma.
En el estado de la técnica, se conocen procedimientos y dispositivos para compensar dichas corrientes de fuga con el fin de evitar la activación de los conmutadores diferenciales en caso de capacidades de la instalación inadmisiblemente altas. Sin embargo, estos procedimientos de compensación son relativamente costosos y se limitan sobre todo a los pequeñas instalaciones fotovoltaicas.
El documento DE 102013 227 174 A1 describe un dispositivo y un procedimiento para determinar la resistencia del aislamiento de una instalación fotovoltaica. No está prevista la determinación de la capacidad de la instalación con respecto a tierra o a las corrientes de fuga.
Por ejemplo, el documento DE 10 2017 129 083 A1 describe un procedimiento en el que, para evitar el disparo innecesario de un conmutador diferencial, se determina la capacidad de la instalación y se compara con un valor límite predefinido antes de que se conecte el sistema de generación de energía. La instalación de generación de energía solo se conecta a la red de suministro si la capacidad de la instalación es inferior al valor límite especificado. La desventaja de esto es que solo se determina la capacidad del generador de la instalación de generación de energía y durante la medición se lleva a cabo una conexión a la red de suministro a través del conductor neutro.
El documento EP 1 291 997 A2 describe una instalación fotovoltaica en el que los módulos fotovoltaicos están equipados con un detector de corriente residual que tiene un umbral de disparo inferior al del conmutador diferencial de la instalación fotovoltaica. Si el detector de corriente residual adicional detecta un valor de corriente inadmisiblemente alto, el inversor fotovoltaico no se conecta a la red pública.
Las instalaciones fotovoltaicas modernas, denominadas instalaciones fotovoltaicas híbridas, suelen disponer de unidades de acumulador de energía que se pueden usar para almacenar temporalmente la energía eléctrica, de tal modo que se pueda introducir en la red de suministro o usar para abastecer a los consumidores en los momentos en que los módulos fotovoltaicos no generan tensión. Por lo tanto, la conexión del inversor fotovoltaico a la red eléctrica o a los consumidores es deseable o necesaria incluso durante las horas nocturnas. Sin embargo, es aconsejable determinar la capacidad de la instalación antes de conectar o cerrar el interruptor de CA. Sin embargo, muchos de los procedimientos conocidos no permiten medir la capacidad de la instalación fotovoltaica durante la noche, ya que los módulos fotovoltaicos son especialmente resistivos sin la radiación solar y no es posible medir de forma fiable la capacidad de la instalación durante la noche con los procedimientos convencionales. Además, estos dispositivos de acumulador de energía conectados al inversor suelen pasar desapercibidos al comprobar la capacidad de la instalación, aunque pueden influir en el resultado de la medición.
Los módulos fotovoltaicos modernos disponen de una electrónica integrada, denominada MLPE (Module-Level Power Electronics), mediante la cual se puede optimizar el rendimiento de los módulos fotovoltaicos. Estos circuitos suelen incluir también conmutadores con los que se pueden desactivar módulos individuales, por ejemplo, si están a la sombra. La desconexión ("rapid shutdown") de los módulos fotovoltaicos equipados con este tipo de electrónica puede tener que llevarse a cabo por razones de seguridad, por ejemplo, para garantizar que no haya tensiones continuas peligrosas en las líneas de alimentación del inversor fotovoltaico. En este caso, tampoco sería posible una medición precisa de la capacidad de la instalación con los procedimientos de medición convencionales.
El objetivo de la presente invención es proporcionar un procedimiento y un inversor fotovoltaico mencionados anteriormente para determinar la capacidad de la instalación de una instalación fotovoltaica con respecto a tierra, por lo que es posible una determinación sencilla y rápida para evitar un disparo involuntario de un conmutador diferencial si se superan valores inadmisiblemente altos de la capacidad de la instalación. Debe determinarse y tenerse en cuenta la capacidad total de la instalación fotovoltaica, es decir, cualquier capacidad entre los módulos fotovoltaicos y la tierra, pero también entre cualquier sistema de acumulador de energía y la tierra. Se deben reducir o evitar las desventajas de los procedimientos y de los dispositivos conocidos.
El objetivo se consigue en términos de procedimiento al proporcionar la tensión requerida para la medición en forma de tensión de circuito intermedio del circuito intermedio, y las tensiones de medición se registran con el interruptor de CA abierto mientras que la entrada de CC se cortocircuita con un conmutador de cortocircuito de entrada, como resultado de lo cual la tensión de circuito intermedio se aplica en la dirección inversa a la entrada de CC, y la capacidad de la instalación se determina a partir del desarrollotemporal de la tensión de medición después de que se cierra el conmutador del divisor de tensión. Al cortocircuitar la entrada de CC del inversor fotovoltaico, se forma un circuito en el que la corriente del circuito intermedio fluye a través de los módulos fotovoltaicos en dirección a los diodos de derivación conectados en paralelo a los módulos fotovoltaicos. Esto permite medir con precisión la capacidad de la instalación, especialmente durante las horas nocturnas, cuando los módulos fotovoltaicos tienen una impedancia especialmente alta o los módulos fotovoltaicos no generan tensión por otros motivos. Con la ayuda de la unidad de medición de la tensión, se registran las tensiones de medición cuando el conmutador está abierto y cerrado, y la capacidad de la instalación se determina a partir de la curva temporal de la tensión de medición tras el cierre del conmutador del divisor de tensión.
Esto se hace a través de la constante de tiempo de la curva temporal de la tensión de medición, conociendo los valores de las resistencias del divisor de tensión. La tensión necesaria para la medición se proporciona en forma de tensión de circuito intermedio del circuito intermedio del inversor fotovoltaico. El circuito intermedio se alimenta con energía eléctrica desde una fuente de alimentación, la entrada de CC o un acumulador de energía. El procedimiento también es adecuado para los módulos fotovoltaicos con electrónica integrada, los llamados MLPE (Module-Level Power Electronics), para los que hasta ahora no era posible una medición fiable de la capacidad de la instalación. El interruptor de CA está abierto durante la determinación de la capacidad de la instalación, es decir, el inversor fotovoltaico está completamente desconectado de la red pública o de los consumidores. Por supuesto, la capacidad de la instalación también puede medirse con este procedimiento durante el día, cuando los módulos fotovoltaicos están suministrando tensión. Sin embargo, en este caso el conmutador de cortocircuito de entrada está más cargado por la corriente más alta, por lo que la capacidad de la instalación también puede determinarse con los procedimientos convencionales. La seguridad de un solo fallo está en la determinación de la capacidad de la instalación, ya que simplemente con el fallo de un único componente de los componentes relevantes para la medición (conmutador de cortocircuito de entrada, resistencias del divisor de tensión, conmutador para la conexión de una resistencia del divisor de tensión) no es posible ninguna medición y por lo tanto ninguna medición defectuosa.
Según otra característica, el interruptor de CA del inversor fotovoltaico solo se cierra si no se alcanza una capacidad máxima definida de la instalación. Esto puede evitar el disparo involuntario de un conmutador diferencial en caso de que la capacidad de la instalación fotovoltaica sea inadmisiblemente alta y reducir los tiempos en los que la instalación fotovoltaica no genera energía.
La capacidad de la instalación medida también se puede usar para determinar el estado de conmutación de un interruptor de CC normalmente presente en la entrada del inversor fotovoltaico. Esto es posible porque ciertas capacidades del inversor fotovoltaico con respecto a tierra también forman parte de la capacidad total de la instalación. El interruptor de CC se abre, por ejemplo, durante los trabajos de mantenimiento del inversor fotovoltaico, para que no haya ninguna tensión de CC peligrosa procedente de los módulos fotovoltaicos en la entrada del inversor fotovoltaico. Preferentemente, el interruptor de CA del inversor fotovoltaico solo se activa y se cierra cuando el interruptor de CC está cerrado y, por tanto, el inversor está conectado a la red eléctrica y/o a los consumidores. Si la capacidad de la instalación medida cae por debajo de una capacidad mínima de la instalación definida, esto es una indicación de que el interruptor de CC está abierto y, por tanto, los módulos fotovoltaicos no están conectados a la entrada del inversor fotovoltaico. Así, la comparación de la capacidad de la instalación medida con dicha capacidad mínima de la instalación definida se puede usar como condición para conectar el inversor fotovoltaico a la red de suministro y/o a los consumidores.
Si la entrada de CC se cortocircuita a través de un conmutador de refuerzo existente del transformador CC/CC del inversor fotovoltaico, configurado como elevador de tensión, como conmutador de cortocircuito de entrada, se puede usar un conmutador de refuerzo existente con el fin de determinar de forma precisa y fiable la capacidad de la instalación sin necesidad de un hardware propio.
Según otra característica de la invención, la tensión en la entrada de CC del inversor fotovoltaico puede medirse, y si la tensión cae por debajo de un umbral preestablecido, la entrada de CC se puede cortocircuitar con el conmutador de cortocircuito de entrada. De este modo, durante las horas nocturnas o cuando los módulos fotovoltaicos no suministran ninguna tensión o suministran una tensión demasiado baja por otros motivos, tal como la activación de la electrónica integrada en los módulos fotovoltaicos, es posible un registro preciso de los valores medidos y, por lo tanto, la determinación de la capacidad de la instalación aplicando en sentido inverso la tensión de circuito intermedio a los módulos fotovoltaicos.
Preferentemente, además de la capacidad de la instalación, la resistencia del aislamiento de la instalación fotovoltaica a tierra se determina también a partir de los valores medidos de las dos tensiones registradas con el conmutador del divisor de tensión abierto y cerrado. Esto permite que la conexión del inversor fotovoltaico a la red de suministro y/o a los consumidores no solo dependa del tamaño de la capacidad de la instalación, sino también de la resistencia del aislamiento medida. En muchos casos, la medición de la resistencia del aislamiento está prescrita por la normativa pertinente antes de conectar el inversor fotovoltaico o al menos una vez al día. Con la ayuda de la unidad de medición de la tensión, se registran las tensiones de medición con el conmutador abierto y cerrado, y a partir de ahí se determina la resistencia del aislamiento. Esto se hace a través de los valores de las dos tensiones de medición, conociendo los valores de las resistencias del divisor de tensión. El procedimiento también es adecuado para los módulos fotovoltaicos con electrónica integrada, los llamados MLPE (Module-Level Power Electronics), para los que hasta ahora no era posible una medición fiable de la resistencia del aislamiento. El interruptor de CA está abierto durante la determinación de la resistencia del aislamiento, es decir, el inversor fotovoltaico está completamente desconectado de la red pública 0 de los consumidores. Por supuesto, la resistencia del aislamiento también puede medirse con este procedimiento durante el día, cuando los módulos fotovoltaicos están suministrando una tensión. Sin embargo, en este caso el conmutador de cortocircuito de entrada está más cargado debido a la corriente más alta, por lo que la resistencia del aislamiento también se puede determinar con los procedimientos convencionales. En la determinación de la resistencia del aislamiento se da la seguridad de un solo fallo, ya que simplemente el fallo de un único componente de los componentes relevantes para la medición (conmutador de cortocircuito de entrada, resistencias del divisor de tensión, conmutador para conectar una resistencia del divisor de tensión) no es posible la medición y, por lo tanto, no es posible una medición defectuosa.
Por un lado, solo se puede determinar la superación de una resistencia del aislamiento mínima definida, y el interruptor de CA del inversor fotovoltaico solo se puede cerrar si se supera esta resistencia del aislamiento mínima definida. En este caso, la resistencia del aislamiento relativa se determina detectando únicamente la superación de la resistencia del aislamiento mínima definida, pero no el valor absoluto. La determinación de la resistencia del aislamiento relativa puede realizarse más rápidamente, ya que no es necesario dejar que los procesos transitorios decaigan para obtener valores de medición estables.
Por otra parte, se puede determinar la resistencia del aislamiento absoluta, y no solo la superación de una resistencia del aislamiento mínima definida, registrando las tensiones de medición durante un período de tiempo predeterminado, en particular de 1 s a 10 s. La medición de los valores absolutos de la resistencia del aislamiento requiere esperar el decaimiento de varios procesos transitorios dentro del período de tiempo especificado. Para las clases de potencia comunes de las instalaciones fotovoltaicas en el intervalo de unos pocos kW, los intervalos de tiempo en el rango entre 1 s y 10 s han demostrado ser adecuados. Por lo tanto, la medición de la resistencia del aislamiento absoluta lleva más tiempo que la medición de la resistencia del aislamiento relativa. A continuación, el inversor fotovoltaico puede conectarse a la red eléctrica y/o a los consumidores.
Si, como en el caso de los denominados inversores híbridos, se proporciona un acumulador de energía, este acumulador de energía puede conectarse cerrando un interruptor de batería, y las tensiones de medición pueden registrarse y la capacidad de la instalación y, si es necesario, la resistencia del aislamiento pueden determinarse a partir de ello. Si se garantiza que el acumulador de energía está conectado durante la determinación de la capacidad de la instalación y, en su caso, de la resistencia del aislamiento, la contribución del acumulador de energía a la capacidad total de la instalación y, en su caso, a la resistencia del aislamiento también puede registrarse de forma fiable.
En este caso, la caída por debajo de la capacidad máxima definida de la instalación, la capacidad absoluta de la instalación, el aumento por encima de la resistencia del aislamiento mínima definida y/o la resistencia del aislamiento absoluta pueden determinarse en cada caso con y sin el acumulador de energía conectado. Lo ideal es que la medición de la capacidad de la instalación y de la resistencia del aislamiento se realice tanto con el acumulador de energía conectado como con el acumulador de energía desconectado. Esto significa que la contribución del acumulador de energía a la capacidad de la instalación y la resistencia del aislamiento pueden registrarse por separado y que un fallo en la instalación fotovoltaica también puede localizarse mejor o encontrarse más rápidamente.
Preferentemente, la caída por debajo de la capacidad máxima definida de la instalación, la capacidad absoluta de la instalación, el paso por necima de la resistencia mínima definida del aislamiento y/o la resistencia absoluta del aislamiento se determinan durante las horas nocturnas. Como ya se ha mencionado anteriormente, puede ser útil o necesario, por ejemplo con los modernos inversores híbridos, conectarlos a la red de la empresa pública o a los consumidores durante las horas nocturnas, para poder inyectar la energía de la instalación de acumulador de energía en la red de la empresa pública, por ejemplo.
Preferentemente, la caída por debajo de la capacidad máxima de la instalación definida, la capacidad absoluta de la instalación, el aumento por encima de la resistencia mínima de aislamiento definida y/o la resistencia absoluta de aislamiento se determinan al menos una vez al día, en particular antes de cada conexión del inversor fotovoltaico a la red de la empresa pública y/o al consumidor mediante el cierre del interruptor de CA.
Ventajosamente, las tensiones de medición se promedian durante un período de tiempo definido. Por ejemplo, los valores medidos se muestrean con una frecuencia de muestreo de 10 kHz y se forma un valor medio aritmético a partir de 10 valores medidos bloque a bloque. El promediado da lugar a una suavización de los valores medidos y, por lo tanto, a unos valores medidos más fiables.
La caída por debajo de la capacidad máxima definida de la instalación, la capacidad absoluta de la instalación, el aumento por encima de la resistencia mínima definida del aislamiento, y/o la resistencia absoluta del aislamiento pueden ser visualizados y/o almacenados. La visualización y/o el almacenamiento de los valores medidos se pueden usar con fines de documentación o de control. Por supuesto, los valores también pueden consultarse a distancia si es necesario, como es habitual con otros datos de medición de las instalaciones fotovoltaicas modernos.
Ventajosamente, la caída por debajo de la capacidad máxima de la instalación definida, la capacidad absoluta de la instalación, el aumento por encima de la resistencia del aislamiento mínima definida y/o la resistencia del aislamiento absoluta se determinan dentro de un tiempo de medición de 10 s como máximo. Estos tiempos de medición tan cortos han demostrado ser posibles para las instalaciones fotovoltaicas en intervalos de potencia comunes de unos pocos kW. Estos tiempos de medición tan breves hacen que, a pesar de las frecuentes mediciones de la capacidad de la instalación y, en su caso, de la resistencia del aislamiento, apenas sea necesario renunciar a un tiempo valioso para la alimentación de la red de suministro y/o el suministro de energía eléctrica a los consumidores. Por ello, estas instalaciones fotovoltaicas se caracterizan por un rendimiento especialmente elevado.
El objetivo según la invención también se consigue mediante un inversor fotovoltaico mencionado anteriormente, en el que la tensión necesaria para la medición puede estar disponible desde el circuito intermedio en forma de tensión de circuito intermedio, y el dispositivo de medición está configurado para accionar un conmutador de cortocircuito de entrada para cortocircuitar la entrada de CC cuando el interruptorr de CA está abierto, por lo que se puede aplicar en sentido inverso la tensión de circuito intermedio a la entrada de CC, y el dispositivo de medición está configurado para determinar la capacidad de la instalación a partir de la característica temporal de la tensión medida después de que se haya cerrado el conmutador del divisor de tensión. El inversor fotovoltaico permite determinar con exactitud la capacidad de la instalación con el conmutador de CA totalmente abierto, especialmente durante las horas nocturnas en las que los módulos fotovoltaicos no suministran tensión o cuando se activa alguna electrónica de los módulos fotovoltaicos. El gasto en hardware es particularmente bajo, la programación necesaria del procedimiento de medición también puede llevarse a cabo en un dispositivo de control ya existente del inversor fotovoltaico. En cuanto a las ventajas adicionales que se pueden obtener con el inversor fotovoltaico según la invención, se hace referencia a la descripción anterior del procedimiento para determinar la capacidad de la instalación.
El dispositivo de medición está conectado preferentemente al interruptor de CA o al dispositivo de control, de modo que el interruptor de CA solo puede cerrarse si no se alcanza una capacidad máxima definida de la instalación. De este modo, se evita que el inversor fotovoltaico se conecte a la red de suministro y/o a los consumidores en caso de valores inadmisibles de la capacidad de la instalación y, por lo tanto, se evita la activación de un conmutador diferencial.
Según otra característica de la invención, al menos una conexión de batería conectada al circuito intermedio está provista de al menos un interruptor de batería para la conexión a al menos un acumulador de energía, estando el interruptor de bateríaconectado al dispositivo de medición o al dispositivo de control, de modo que el interruptor de bateríapuede ser accionado durante la detección de las tensiones medidas. Esto puede garantizar que se tenga en cuenta una corriente de fuga del acumulador de energía al medir la capacidad total de la instalación y, si procede, la resistencia del aislamiento.
Si el conmutador de cortocircuito de entrada está formado por un conmutador de refuerzo existente del transformador CC/CC configurado como elevador de tensión, se puede reducir el esfuerzo de hardware.
El dispositivo de medición puede estar configurado para medir la tensión de entrada en la entrada de CC del inversor fotovoltaico de manera que el conmutador de cortocircuito de entrada pueda cerrarse si la tensión medida cae por debajo de un valor límite predeterminado. Esto asegura que la tensión de circuito intermedio se aplique en sentido inverso a los módulos fotovoltaicos o a la cadena de módulos fotovoltaicos, lo que garantiza una medición precisa de la capacidad de la instalación y, si es necesario, de la resistencia del aislamiento, incluso durante las horas nocturnas o cuando el módulo fotovoltaico no suministra ninguna tensión o suministra muy poca tensión por otros motivos.
También es ventajoso que el dispositivo de medición esté configurado para determinar la resistencia del aislamiento a partir de las tensiones medidas cuando el conmutador del divisor de tensión está abierto y cerrado. Como ya se ha mencionado anteriormente, esto permite que la conexión del inversor fotovoltaico a la tensión de alimentación o a los consumidores no solo dependa del tamaño de la capacidad de la instalación, sino también de la resistencia del aislamiento medida.
El dispositivo de medición puede estar configurado para determinar la resistencia del aislamiento relativa y/o la resistencia del aislamiento absoluta, por lo que la medición de la resistencia del aislamiento absoluta requiere más tiempo porque hay que esperar los procesos transitorios.
En particular, el dispositivo de medición está configurado para determinar la capacidad de la instalación y, en su caso, la resistencia del aislamiento cuando se conectan módulos fotovoltaicos con electrónica integrada (los llamados MLPE Module-Level Power Electronic) a la entrada de CC. Esto permite, por ejemplo, una determinación fiable de la capacidad de la instalación y, si es necesario, de la resistencia del aislamiento, incluso en el caso de los módulos fotovoltaicos con "Rapid Shutdown" activado. Es posible que los módulos fotovoltaicos equipados con este tipo de electrónica deban desconectarse por motivos de seguridad, por ejemplo, para garantizar que no haya tensiones continuas peligrosas en las líneas de alimentación del inversor fotovoltaico.
Ventajosamente, se proporciona una pantalla para indicar y/o una memoria para almacenar la caída por debajo de la capacidad máxima definida de la instalación, la capacidad absoluta de la instalación, la superación de la resistencia del aislamiento mínima definida y/o la resistencia del aislamiento absoluta.
La presente invención se explica con más detalle con referencia a los dibujos adjuntos. En ellos se muestra:
Fig. 1 un diagrama de bloques de un inversor fotovoltaico configurado según la invención para determinar la capacidad de la instalación a tierra;
Fig. 2 un esquema simplificado de un inversor fotovoltaico configurado según la invención con módulos fotovoltaicos conectados a él;
Fig. 3 un esquema simplificado de un inversor fotovoltaico configurado según la invención con módulos fotovoltaicos conectados a él con electrónica integrada
Fig. 4 un diagrama de circuito simplificado de un inversor fotovoltaico configurado según la invención con módulos fotovoltaicos conectados al mismo con electrónica integrada y un acumulador de energía conectado al mismo; Fig. 5 un diagrama de flujo que ilustra la determinación de la capacidad relativa de la instalación y la resistencia relativa del aislamiento;
Fig. 6 un diagrama de flujo que ilustra la determinación de la capacidad relativa de la instalación y la resistencia relativa del aislamiento para un inversor híbrido con un acumulador de energía conectado;
Fig. 7 un diagrama de flujo que ilustra la determinación de la capacidad absoluta de la instalación y la resistencia absoluta del aislamiento; y
Fig. 8 un diagrama de flujo que ilustra la determinación de la capacidad absoluta de la instalación y la resistencia absoluta del aislamiento para un inversor híbrido con acumulador de energía conectado.
La Fig. 1 muestra un diagrama de bloques de un inversor fotovoltaico sin inversor 2 de una instalación fotovoltaica 1 configurado según la invención para determinar la capacidad de la instalación Cpv con respecto atierra PE. El inversor fotovoltaico 2 incluye al menos una entrada de CC 3 para conectar al menos un módulo fotovoltaico 4 o una cadena 4' de varios módulos fotovoltaicos 4. Los módulos fotovoltaicos 4 tienen un diodo de derivación DBypass para permitir el flujo de corriente en caso de sombreado de un módulo fotovoltaico 4 de una cadena 4'. A continuación de la entrada de CC 3 del inversor fotovoltaico 2 hay un transformador CC/CC 5, que suele estar configurado como un convertidor booster o boost o un convertidor step-up. En el transformador CC/CC 5 está dispuesto un diodo de entrada (también llamado diodo elevador de tensión) Dboost. A continuación, el circuito intermedio 6, un transformador CC/CA 7, un interruptor de CA8 y una salida de CA 9 se proporcionan para la conexión a una red de suministro 10 y/o consumidores 11. Los distintos componentes del inversor fotovoltaico 2 se controlan o regulan mediante un dispositivo de control 12. Para poder ser independiente de la red pública 10 incluso por la noche, durante la cual los módulos fotovoltaicos 4 no suministran ninguna tensión, los correspondientes dispositivos de acumulador de energía 18 suelen estar conectados al inversor fotovoltaico 2 a través de una conexión de batería 16. Las unidades de acumulador de energía 18 están conectadas al inversor fotovoltaico 2 a través de un interruptor de batería 17 para poder desconectarlas también del inversor fotovoltaico 2. El interruptor de batería 17, que también puede estar integrado en el acumulador de energía 18, y el acumulador de energía 18 suelen estar conectados al dispositivo de control 12, que se muestra con la línea discontinua. Una fuente de alimentación 21 suministra energía eléctrica a los componentes del inversor fotovoltaico 2.
La instalación fotovoltaica 1 tiene una determinada capacidad de la instalación Cpv frente a tierra PE, que se compone de capacidades individuales Cpv,í con respecto a tierra PE. En el diagrama del circuito equivalente, la capacidad total de la instalación Cpv se puede representar a partir de una conexión en paralelo de diferentes capacidades de la instalación Cpv,í. Por ejemplo, hay ciertas capacidades Cpv,í entre los módulos fotovoltaicos 4 y la tierra PE, así como entre cualquier acumulador de energía 18 y la tierra PE, que se suman a la capacidad total de la instalación Cpv. Para evitar que el conmutador diferencial (no representado), previsto para la protección de la instalación fotovoltaica 1, se dispare al conectar el inversor fotovoltaico 2 a la red de alimentación 10 o a los consumidores 11 en caso de un valor inadmisible de la capacidad de la instalación Cpv, es importante determinar regularmente la capacidad de la instalación Cpvdetoda la instalación fotovoltaica 1. Puede ser suficiente con una medición de la capacidad relativa de la instalación Cpv, es decir, el déficit de la capacidad máxima definida de la instalación Cpv_max, o determinar la capacidad absoluta de la instalación Cpv.
La instalación fotovoltaica 1 también tiene una determinada resistencia del aislamiento Riso a tierra PE, que también se compone de resistencias de aislamiento parciales individuales Riso,i atierra PE. En el diagrama del circuito equivalente, la resistencia total de aislamiento Riso se puede representar a partir de un circuito paralelo de diferentes resistencias parciales de aislamiento Riso,i. Por ejemplo, hay ciertas resistencias parciales de aislamiento Riso,i entre los módulos fotovoltaicos 4 y la tierra PE, así como entre cualquier acumulador de energía 18 y la tierra PE, que forman la resistencia total de aislamiento Riso. Para poder evitar un peligro para las personas, pero también una destrucción de los componentes de la instalación fotovoltaica 1, es importante, o por lo general incluso obligatoria, la determinación periódica de la resistencia del aislamiento real Riso de toda la instalación fotovoltaica 1. Se puede determinar una medición de la resistencia del aislamiento relativa Riso, es decir, la superación de una resistencia del aislamiento mínima definida Riso_min o la resistencia del aislamiento absoluta Riso.
Normalmente, tanto la capacidad de la instalación Cpv como la resistencia del aislamiento Riso se determinan de manera simultánea o directamente una tras otra.
Para ello, se proporciona un dispositivo de medición 13 que incluye un divisor de tensión 14 que contiene al menos dos resistencias R1, R2 y un conmutador Siso para conectar una resistencia R1 del divisor de tensión 14. A través de una unidad de medición de tensión 15, se detectan las tensiones de medición Umí en al menos una resistencia R2 del divisor de tensión 14. Cuando el conmutador Siso está abierto, se determina un primer valor medido de la tensión de medición Um1 y cuando el conmutador Siso está cerrado, se determina un segundo valor medido de la tensión de medición Um2. La capacidad de la instalación Cpv puede determinarse a partir de la curva temporal de la tensión de medición UM2 tras el cierre del conmutador Siso. Esto se hace mediante la constante de tiempo de la curva temporal de la tensión de medición Um2 y del conocimiento de las resistencias R1, R2 del divisor de tensión 14. La resistencia del aislamiento Riso también se determina a partir de los dos valores medidos Um-i, UM2 y el conocimiento de las resistencias R1, R2 del divisor de tensión 14. La tensión necesaria para la medición la proporciona el circuito intermedio 6 en forma de tensión de circuito intermedio Uzk. La energía eléctrica necesaria para ello la proporciona una fuente de alimentación 21, la entrada de corriente continua 3 o una unidad de acumulador de energía 18.
Hasta la fecha, la medición de la capacidad de la instalación Cpv y de la resistencia del aislamiento Riso se realizaba al amanecer, cuando los módulos fotovoltaicos 4 comienzan a generar una tensión. Por lo general, no ha sido necesario ni posible realizar una medición también durante las horas nocturnas. Si los módulos fotovoltaicos 4 no generan ninguna tensión, tienen una resistencia muy alta, por lo que no sería posible una medición precisa de la resistencia del aislamiento Riso (véase la Fig. 2). Las instalaciones fotovoltaicas modernos 1, en particular los llamados sistemas híbridos con acumulador de energía 18, hacen que sea necesario y útil medir la capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso incluso durante las horas nocturnas.
Según la invención, el dispositivo de medición 13 está configurado para accionar un conmutador de cortocircuito de entrada SBoost para cortocircuitar la entrada de CC 3 cuando el interruptor de CA 8 está abierto, por lo que la tensión de circuito intermedio Uzk puede aplicarse en la dirección inversa a la entrada de CC 3. De este modo, el circuito se cierra entre el circuito intermedio 6 y los módulos fotovoltaicos 4, de modo que la corriente I (flecha de trazos) fluye en la dirección de avance de los diodos de derivación DBypass de los módulos fotovoltaicos 4. Esto permite una medición fiable de la capacidad de la instalación Cpv y de la resistencia del aislamiento Ris, incluso durante las horas nocturnas, cuando los módulos fotovoltaicos 4 son especialmente resistentes. Con la ayuda de la unidad de medición de la tensión 15, se registra en cada caso una tensión de medición Umí, Um2 con el conmutador Siso abierto y cerrado, y a partir de ella se determina la capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso. El conmutador de cortocircuito de entrada SBoost puede estar formado idealmente por un conmutador de refuerzo SBoost dispuesto como un transformador CC/Cc de refuerzo 5, por lo que no se requiere ningún hardware separado. El circuito o el procedimiento también son adecuados para módulos fotovoltaicos 4 con electrónica integrada 22 (véanse las figuras 3 y 4), los llamados MLPE (Module-Level Power Electronic), para los que hasta ahora no ha sido posible una medición fiable de la capacidad de la instalación Cpv o la resistencia del aislamiento Riso para determinados circuitos de la electrónica 22. Además, la capacidad de la instalación Cpv o la resistencia del aislamiento Riso se pueden realizar con especial precisión y teniendo en cuenta los dispositivos de acumulador de energía 18 conectados. Solo hay que asegurarse de que durante la medición de las tensiones de medición Umí, Um2 el acumulador de energía 18 esté conectado cerrando el aislador de la batería 17, de modo que un fallo a tierra del acumulador de energía 18 también se tenga en cuenta en consecuencia. Idealmente, la medición de la capacidad de la instalación Cpvy de la resistencia del aislamiento Riso se realiza tanto con el acumulador de energía 18 conectado como con el acumulador de energía 18 desconectado.
De este modo, se puede registrar por separado la contribución del acumulador de energía 18 a la capacidad de la instalación Cpv y a la resistencia del aislamiento Riso, y también se puede localizar mejor o encontrar más rápidamente un fallo en la instalación fotovoltaica 1.
Si es necesario, el dispositivo de medición 13 puede estar configurado para medir la tensión Udc en la entrada de CC 3 y, si la tensión medida Udc cae por debajo de un valor límite predeterminado Udc _limit, el conmutador de cortocircuito de entrada SBoost puede ser accionado o cerrado al determinar la capacidad de la instalación Cpv y, si es necesario, la resistencia del aislamiento Riso. De este modo se garantiza que durante las horas nocturnas, cuando los módulos fotovoltaicos 4 no suministran tensión o ésta es demasiado baja, sea posible determinar con precisión los valores medidos.
En aras de la exhaustividad, cabe mencionar que un inversor fotovoltaico 2 también puede tener varias entradas de CC 3 para conectar varias cadenas 4' de módulos fotovoltaicos 4. El procedimiento descrito para determinar la capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso puede llevarse a cabo para cada entrada de CC 3. La conexión a la red de suministro 10 o a los consumidores 11 solo se realiza entonces para aquellas cadenas 4' de módulos fotovoltaicos 4 cuya capacidad de la instalación Cpv es inferior a la capacidad máxima de la instalación Cpv_max definida, o bien el interruptor de CA 8 del inversor fotovoltaico 2 solo se cierra si la condición se aplica a todos los módulos fotovoltaicos 4 y a todos los componentes de la instalación fotovoltaica 1. Como condición adicional para el cierre del interruptor de CA8, puede comprobarse la superación de una capacidad mínima definida de la instalación Cpv_min, que indica un interruptor de CC cerrado en la entrada de CC 3 del inversor fotovoltaico 2 (no mostrado).
La Fig. 2 muestra un diagrama de circuito simplificado de un inversor fotovoltaico 2 configurado según la invención con módulos fotovoltaicos 4 conectados a él, donde la capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso a tierra PE se dibujan simbólicamente en paralelo. Cada uno de los módulos fotovoltaicos 4 se muestra en el diagrama de circuito equivalente como fuentes de corriente con un diodo parásito paralelo Dp en la dirección de flujo, una resistencia paralela Rp y una resistencia en serie Rs. Si la célula del módulo fotovoltaico 4 suministra corriente y se aplica una tensión UDC a la entrada de CC 3 y la tensión de avance del diodo parásito Dp es inferior, solo la resistencia en serie relativamente baja Rs (normalmente en el rango de mOhmios) tiene algún efecto. Sin embargo, durante las horas nocturnas, la célula del módulo fotovoltaico 4 no suministra ninguna corriente, por lo que entra en juego la resistencia paralela relativamente alta Rp (normalmente unos pocos kOhm). Con los procedimientos de medición convencionales, esta elevada resistencia paralela Rp falsearía la determinación de la capacidad de la instalación Cpv y de la resistencia del aislamiento Riso o las haría imposibles.
Cada uno de los módulos fotovoltaicos 4 está derivado por un diodo de derivación DBypass, que se conmuta de forma antiparalela a la dirección de flujo de la corriente solar. El diodo de derivación DBypass representa un dispositivo de seguridad en el módulo fotovoltaico 4 mediante el cual se desvía la corriente a través del diodo de derivación DBypass en caso de sombreado o de un defecto en el módulo fotovoltaico 4. El diodo de derivación DBypass suele estar dispuesto externamente en el módulo fotovoltaico 4. Se muestra un diagrama de circuito equivalente de una sola célula del módulo fotovoltaico 4. Una cadena 4' de varios módulos fotovoltaicos 4 se conecta a la entrada de CC 3 del inversor fotovoltaico 2. El siguiente transformador CC/CC 5 está configurado como reforzador y contiene un conmutador reforzador SBoost dispuesto en paralelo a la entrada de CC 3, que normalmente se usa para reforzar la tensión de CC de entrada UDC, y un diodo reforzador DBoost en la dirección del flujo de corriente deseado. El circuito intermedio 6 del inversor fotovoltaico 2 está representado por el condensador del circuito intermedio Czk , al que se aplica la tensión del circuito intermedio Uzk. El dispositivo de medición 13 para determinar la capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso contiene el divisor de tensión 14, que tiene al menos dos resistencias R1, R2 , por lo que la resistencia R1 se puede conectar o desconectar mediante un conmutador Siso. Entre las resistencias R1 y R2, en el punto central del divisor de tensión 14, se ha dispuesto una unidad de medición de tensión 15 para detectar las tensiones de medición Umí en la resistencia R2 . Según la invención, la entrada de CC 3 se cortocircuita con un conmutador de cortocircuito de entrada SBoost, que está formado aquí por el conmutador de refuerzo SBoost del transformador CC/CC 5. De este modo se forma un circuito a través de la capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso, según el cual la tensión de circuito intermedio Uzk se aplica en sentido contrario a los módulos fotovoltaicos 4 o a la cadena 4' de los módulos fotovoltaicos 4 (dibujados en líneas discontinuas). La corriente I fluye según la línea de puntos en la dirección de avance de los diodos de derivación DBypass. De este modo, se puede realizar una medición fiable de la capacidad de la instalación Cpv y de la resistencia del aislamiento Riso incluso durante las horas nocturnas, cuando los módulos fotovoltaicos 4 tienen una resistencia especialmente alta. Cuando el conmutador de cortocircuito de entrada SBoost está cerrado, se registra una tensión de medición Um1 cuando el conmutador Siso del divisor de tensión 14 está abierto y una tensión de medición um2 cuando el conmutador Siso del divisor de tensión 14 está cerrado. La capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso se pueden determinar a partir de los valores medidos de las dos tensiones medidas Um-i, Um2 y la curva de tiempo.
La Fig. 3 muestra un diagrama de circuito simplificado de un inversor fotovoltaico 2 según la invención con módulos fotovoltaicos 4 conectados al mismo con electrónica integrada 22, denominada MLp E (Module-Level power Electronic). Además del diodo De y de una resistencia de medición de alta resistencia Rm, el sistema electrónico 22 del esquema de circuitos equivalente contiene también un conmutador Se, a través del cual se pueden desactivar los respectivos módulos fotovoltaicos 4. por ejemplo, los módulos fotovoltaicos 4 pueden desactivarse por razones de seguridad abriendo el conmutador Se para garantizar que no haya tensiones continuas peligrosas en las líneas de alimentación del inversor fotovoltaico 2. En este caso, la capacidad de la instalación Cpv y, en su caso, la resistencia del aislamiento Riso no podrían determinarse, o no de forma fiable, con los procedimientos convencionales, ya que la corriente para medir la capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso no puede fluir a través del ramal 4' de los módulos fotovoltaicos 4 debido al conmutador abierto Se de la electrónica 22. Debido al cortocircuito de la entrada de CC 3 según la invención por medio del conmutador de cortocircuito de entrada SBoosty la inversión resultante de la tensión de circuito intermedio Uzk en la entrada de CC 3, es posible aquí un flujo de corriente a través de los diodos De integrados en la electrónica 22. Esto permite una medición fiable de la capacidad de la instalación Cpv y de la resistencia del aislamiento Riso incluso cuando los módulos fotovoltaicos 4 están desactivados o durante las horas nocturnas, cuando los módulos fotovoltaicos 4 tienen una resistencia muy alta.
La Fig. 4 muestra un diagrama de circuito simplificado de un inversor fotovoltaico 3 configurado según la invención con módulos fotovoltaicos 4 conectados a él con electrónica integrada 22 y un acumulador de energía 18 conectado a él con interruptor de batería integrado 17. En todos los demás aspectos, se aplica la descripción del inversor fotovoltaico 2 según las figuras 1 y 3. Además, en este caso, antes de registrar las tensiones de medición Umí, se asegura que el interruptor de la batería 17 esté cerrado para que el acumulador de energía 18 también se tenga en cuenta a la hora de medir la capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso. Se dibuja simbólicamente la parte de la capacidad de la instalación Cpv,í y la resistencia del aislamiento Riso,i desde el acumulador de energía 18 hasta la tierra PE. Ventajosamente, la capacidad de la instalación Cpvy, en su caso, la resistencia del aislamiento Riso se determinan en cada caso con y sin el acumulador de energía 18 conectado. De este modo, se puede determinar por separado la proporción del acumulador de energía 18 con respecto a la capacidad de la instalación Cpv y la resistencia del aislamiento Riso, y se puede localizar más rápidamente cualquier fallo de aislamiento.
La Fig. 5 muestra un diagrama de flujo más detallado de la determinación de la capacidad relativa de la instalación Cpv y la resistencia relativa del aislamiento Riso. Después de iniciar el procedimiento según el bloque 101, tiene lugar una inicialización (bloque 102), durante la cual también se cierra el conmutador de cortocircuito de entrada SBoost. El bloque de guiones 200 contiene los pasos del proceso para determinar la capacidad relativa de la instalación Cpv y la resistencia relativa del aislamiento Riso, es decir, comprobar si la capacidad de la instalación Cpv está por debajo de la capacidad máxima de la instalación definida Cpv_max y si la resistencia del aislamiento Riso está por encima de la resistencia mínima del aislamiento definida Riso_min. Según el paso 202 del procedimiento, la primera tensión de medición Um1 se mide cuando el conmutador Siso del divisor de tensión 14 está abierto. A continuación, según la etapa 203, el conmutador Siso se cierra. A continuación (paso 205) se mide la segunda tensión de medición Um2 con el conmutador Siso del divisor de tensión 14 cerrado. A continuación, según el paso 206, se determina la resistencia del aislamiento Riso y, según el paso 207, se determina si está por encima de la resistencia del aislamiento mínima definida Riso_min. La capacidad de la instalación Cpv se determina a partir de la curva temporal de la tensión de medición Um2 con el conmutador Siso cerrado (paso 208) y se determina si está por debajo de la capacidad máxima de la instalación Cpv_max definida (bloque 209). Si tanto la resistencia del aislamiento Riso como la capacidad de la instalación Cpv no caen por debajo o superan los límites correspondientes, la apertura del conmutador Siso del divisor de tensión 14 y del conmutador de cortocircuito de entrada SBoost tiene lugar según el bloque 301 y, a continuación, la conexión del inversor fotovoltaico 2 a la red de alimentación 10 y/o a los consumidores 11 tiene lugar mediante el cierre del interruptor de CA 8 (bloque 302).
Si la resistencia del aislamiento Riso está por debajo de la resistencia del aislamiento mínima definida Riso_min, es decir, la consulta 207 devuelve un resultado negativo, se espera un tiempo definido según el paso de procedimiento 303 y la medición se reinicia después de un cierto tiempo (bloque 306) y se salta al paso de procedimiento 101. Después de un cierto número de mediciones o de exceder un cierto tiempo, se emite un mensaje de error según el bloque 304 y se abren el conmutador del divisor de tensión Siso y el conmutador de cortocircuito de entrada SBoost. Esto significa que no se midió una resistencia del aislamiento suficientemente alta Riso. Si la capacidad de la instalación Cpv supera la capacidad máxima definida de la instalación Cpv_max, es decir, la consulta 209 devuelve un resultado negativo, se emite un mensaje de error y se abre el conmutador Siso del divisor de tensión 14 (bloque 305) y después de un período de tiempo especificado (bloque 306) salta de nuevo al inicio (bloque 101).
La Fig. 6 muestra el diagrama de flujo según la Fig. 5 para un inversor híbrido con acumulador de energía 18 conectado. Para simplificar, los pasos del proceso dentro del bloque 200 no se detallan aquí como se muestra en la Fig. 5. Además de los pasos del proceso descritos en la Fig. 5 con el acumulador de energía 18 conectado, es decir, con el interruptor de la batería 17 cerrado, el acumulador de energía 18 se desconecta abriendo el interruptor de la batería 17 y el conmutador Siso del divisor de tensión 14 se abre (bloque 401) después de determinar la capacidad relativa de la instalación Cpv, es decir, cuando no se alcanza la capacidad máxima de la instalación Cpv_max definida (bloque 207), y la resistencia del aislamiento relativa Riso, es decir, cuando se supera la resistencia del aislamiento mínima definida Riso_min (bloque 209). En caso de error al abrir el interruptor de la batería 17, se produce un mensaje de error según el bloque 402. En caso contrario, se determinan la resistencia del aislamiento Riso (bloque 403) y la capacidad de la instalación Cpv (bloque 406) y se comparan con la resistencia del aislamiento mínima definida Riso_min (bloque 405) y la capacidad máxima de la instalación definida Cpv_max (bloque 406). Si las interrogaciones 405 y 406 dan un resultado positivo, según el bloque 407, se produce la apertura del conmutador Siso del divisor de tensión 14 y del conmutador de cortocircuito de entrada SBoosty, a continuación, se produce la conexión del inversor fotovoltaico 2 sin acumulador de energía conectado 18 a la red de alimentación 10 o a los consumidores 11 mediante el cierre del interruptor de CA 8 (bloque 408). Si una de las consultas 405 y 406 devuelve un resultado negativo, se emite un mensaje de error según el bloque 304 o 305 y, tras esperar un tiempo predeterminado (bloque 306), se reinicia el procedimiento de determinación de la capacidad relativa de la instalación Cpv y, si procede, de la resistencia del aislamiento Riso.
La Fig. 7 muestra un diagrama de flujo más detallado de la determinación de la capacidad absoluta de la instalación Cpv y de la resistencia absoluta del aislamiento Riso. La inicialización según el bloque 102 se muestra con más detalle en este caso. En consecuencia, según el bloque 104, se realiza una medición de la tensión UDC en la entrada de CC 3 del inversor fotovoltaico 2 y una comparación con un valor límite predeterminado UDCjmit (bloque 104). Si la comparación arroja un resultado positivo, esto es una indicación de que el módulo fotovoltaico 4 no está suministrando tensión (por ejemplo, durante las horas nocturnas o cuando el conmutador Se de la electrónica 22 del módulo fotovoltaico 4 está abierto) y la entrada de CC 3 está cortocircuitada con el conmutador de cortocircuito de entrada SBoost (bloque 105). En caso contrario, el conmutador de cortocircuito de entrada SBoost permanece abierto (bloque 106) y la capacidad absoluta de la instalación Cpvy la resistencia absoluta de aislamiento Riso se determinan sin cortocircuitar la entrada de CC 3.
Además de los pasos del procedimiento según la Fig. 5, las mediciones de la primera tensión de medición Um1 con el conmutador Siso del divisor de tensión 14 abierto y de la segunda tensión de medición Um2 con el conmutador Siso del divisor de tensión 14 cerrado se llevan a cabo aquí durante un periodo de tiempo predeterminado At, en particular de 1 s a 10 s, para que los procesos transitorios puedan decaer y se obtengan valores de medición estables (bloques 201 y 204). En caso contrario, la determinación de la capacidad de la instalación Cpv y de la resistencia del aislamiento Riso procede como se muestra y describe en la Fig. 5.
Por último, la Fig. 8 muestra un diagrama de flujo según la Fig. 7 para un inversor híbrido con acumulador de energía 18 conectado. Durante la inicialización (bloque 102), el acumulador de energía 18 se conecta al inversor fotovoltaico 2 cerrando el interruptor de la batería 17 (bloque 103). Después, la inicialización es la misma que en la Fig. 7. Los tiempos de espera descritos en la Fig. 7 (bloques 201 y 205) para la medición de la capacidad absoluta de la instalación Cpv y la resistencia absoluta del aislamiento Riso no se muestran aquí en aras de la claridad y el bloque 200 está combinado. Si la medición da un resultado positivo con el acumulador de energía 18 conectado, el inversor fotovoltaico 2 se conecta a la red de suministro 10 o a los consumidores 11 con el acumulador de energía 18 conectado (bloque 302); de lo contrario, la medición se repite con el acumulador de energía 18 desconectado (bloques 401 a 406). Si esta medición da un resultado positivo, el inversor fotovoltaico 2 se conecta a la red de suministro 10 o a los consumidores 11 con un acumulador de energía independiente 18 (bloque 408). Si esta medición también da un resultado negativo, el inversor fotovoltaico 2 no se conecta a la red de suministro 10 ni a los consumidores 11 y la medición se reinicia con el paso de proceso 101 una vez transcurrido un tiempo predefinido (bloque 306).
La presente invención permite determinar de forma sencilla y fiable la capacidad de la instalación Cpv y, en su caso, la resistencia del aislamiento Riso de una instalación fotovoltaica 1 con respecto a tierra PE, en particular también durante las horas nocturnas o cuando los módulos fotovoltaicos 4 están desactivados, teniendo en cuenta los posibles dispositivos de acumulador de energía 18 que están conectados al inversor fotovoltaico 2.

Claims (15)

REIVINDICACIONES
1. Procedimiento para determinar la capacidad de la instalación (Cpv) de una instalación fotovoltaica (1) con respecto a tierra (PE), con un inversor fotovoltaico (2) con al menos una entrada de corriente continua (3) para conectar al menos a un módulo fotovoltaico (4) o a una cadena (4') de varios módulos fotovoltaicos (4), un transformador CC/CC (5) con un diodo de entrada (DBoost), un circuito intermedio (6), un transformador CC/CA (7), un interruptor de CA (8), una salida de CA (9) para conectar a una red de alimentación (10) y/o un consumidor (11), un dispositivo de control (12) , y con un dispositivo de medición (13) con un divisor de tensión (14) que contiene al menos dos resistencias (R1, R2), un conmutador (Siso) para conectar una resistencia (R1) del divisor de tensión (14), y una unidad de medición de tensión (15) para detectar tensiones de medición (Umí) en al menos una resistencia (R2) del divisor de tensión (14) cuando el conmutador (Siso) del divisor de tensión (14) está abierto y cerrado y para determinar la capacidad de la instalación (Cpv) a partir de la evolución temporal de las tensiones de medición detectadas (Umí), caracterizado porque la tensión necesaria para la medición se proporciona en forma de la tensión de circuito intermedio (Uzk) del circuito intermedio (6), y las tensiones de medición (Umí) se miden cuando el interruptor de CA (8) está abierto mientras la entrada de CC (3) está cortocircuitada con un conmutador de cortocircuito de entrada (SBoost), con lo cual la tensión de circuito intermedio (Uzk) se aplica a la entrada de CC (3) en dirección inversa, y se determina la capacidad de la instalación (Cpv) a partir de la curva temporal de la tensión de medición (Um2) después de que se cierre el conmutador (Siso) del divisor de tensión (14).
2. Procedimiento según la reivindicación 1, caracterizado porque el interruptor de CA (8) solo se cierra si el valor cae por debajo de una capacidad máxima definida de la instalación (Cpv_max).
3. Procedimiento según las reivindicaciones 1 o 2, caracterizado porque se mide la tensión (UDC) en la entrada de CC (3) del inversor fotovoltaico (2), y si la tensión (Udc) cae por debajo de un valor límite preestablecido (UDC_limit) la entrada de CC (3) se cortocircuita con el conmutador de cortocircuito de entrada (SBoost).
4. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque la resistencia del aislamiento (Riso) de la instalación fotovoltaica (1) con respecto a tierra (PE) se determina a partir de los valores medidos de las dos tensiones medidas (Um-i , Um2) detectadas con el conmutador (Siso) del divisor de tensión (14) abierto y cerrado.
5. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque se conecta un acumulador de energía (18) cerrando un interruptor de batería (17), y se detectan las tensiones de medición (Umí, Um2) y se determina a partir de ellas la capacidad de la instalación (Cpv) y, si procede, la resistencia del aislamiento((Riso) .
6. Procedimiento según la reivindicación 5, caracterizado porque la caída por debajo de la capacidad máxima definida de la instalación (Cpv_max), la capacidad absoluta de la instalación (Cpv), el aumento por encima de la resistencia mínima definida del aislamiento (Riso_min) y/o la resistencia absoluta del aislamiento (Riso) se determinan en cada caso con y sin el acumulador de energía (18) conectado.
7. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado porque las tensiones de medición (Umí, Um2) se promedian durante un período de tiempo definido (Atm).
8. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizado porque se visualizan y/o se almacenan la caída por debajo de la capacidad máxima de la instalación definida (Cpv_max), la capacidad absoluta de la instalación (Cpv), el aumento por encima de la resistencia mínima de aislamiento definida (Riso_min), y/o la resistencia absoluta del aislamiento (Riso).
9. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque la caída por debajo de la capacidad máxima de la instalación definida (Cpv_max), la capacidad absoluta de la instalación (Cpv), el aumento por encima de la resistencia del aislamiento mínima definida (Riso_min) y/o la resistencia del aislamiento absoluta (Riso) se determina dentro de un tiempo de medición (tm) de 10 s como máximo.
10. Inversor fotovoltaico (2) para determinar la capacidad de la instalación de una instalación fotovoltaica (1) con respecto a tierra (PE), con al menos una entrada de CC (3) para la conexión de al menos un módulo fotovoltaico (4) o de una cadena (4') de varios módulos fotovoltaicos (4), un transformador CC/CC (5) con un diodo de entrada (DBoost), un circuito intermedio (6), un transformador CC/CA (7), un interruptor de CA (8), una salida de CA (9) para conectar a una red de alimentación (10) y/o un consumidor (11), un dispositivo de control (12), y con un dispositivo de medición (13) con un divisor de tensión (14) que contiene al menos dos resistencias (Ri, R2), un conmutador (Siso) para conectar una resistencia (Ri) del divisor de tensión (14), y una unidad de medición de tensión (15) para detectar tensiones de medición (UMi) en al menos una resistencia (R2) del divisor de tensión (14) cuando el conmutador (Siso) del divisor de tensión (14) está abierto y cerrado y para determinar la capacidad de la instalación (Cpv) a partir del perfil temporal de las tensiones de medición detectadas (Umí), caracterizado porque la tensión necesaria para la medición puede estar disponible en forma de tensión de circuito intermedio (Uzk) desde el circuito intermedio (6), y el dispositivo de medición (13) está configurado para accionar un conmutador de cortocircuito de entrada (SBoost) para cortocircuitar la entrada de CC (3) cuando el interruptor de CA (8) está abierto, mediante lo cual se puede aplicar la tensión de circuito intermedio (Uzk) en sentido inverso a la entrada de CC (3), y el dispositivo de medición (13) está configurado para determinar la capacidad de la instalación (Cpv) a partir de la curva temporal de la tensión de medición (Um2) después de que se cierre el conmutador (Siso) del divisor de tensión (14).
11. Inversor fotovoltaico (2) según la reivindicación 10, caracterizado porque el dispositivo de medición (13) está conectado al interruptor de CA (8) o al dispositivo de control (12), de tal modo que el interruptor de CA (8) solo se puede cerrar si no se alcanza una capacidad máxima definida de la instalación (CPV_max).
12. Inversor fotovoltaico (2) según las reivindicaciones 10 u 11, caracterizado porque al menos una conexión de batería (16) conectada al circuito intermedio (6) está provista de al menos un interruptor de batería (17) para la conexión a al menos un acumulador de energía (18), estando el interruptor de batería (17) conectado al dispositivo de medición (13) o al dispositivo de control (12), de tal manera que el interruptor de batería (17) puede ser accionado durante la detección de las tensiones de medición (Um1,Um2).
13. Inversor fotovoltaico (2) según una de las reivindicaciones 10 a 12, caracterizado porque el conmutador de cortocircuito de entrada (SBoost) está formado por un conmutador de refuerzo (SBoost) existente del transformador CC/CC (5) configurado como un elevador de tensión.
14. Inversor fotovoltaico (2) según una de las reivindicaciones 10 a 13, caracterizado porque el dispositivo de medición (13) está configurado para determinar la resistencia del aislamiento (Riso) a partir de las tensiones de medición (Um-i, Um2) con el conmutador (Siso) del divisor de tensión (14) abierto y cerrado.
15. Inversor fotovoltaico (2) según una de las reivindicaciones 10 a 14, caracterizado porque está prevista una pantalla (19) para visualizar y/o una memoria (20) para almacenar la caída por debajo de la capacidad máxima de la instalación definida (Cpv_max), la capacidad absoluta de la instalación (Cpv), el aumento por encima de la resistencia del aislamiento mínima definida (Riso_min) y/o la resistencia del aislamiento absoluta (Riso).
ES21710477T 2020-03-11 2021-03-10 Procedimiento e inversor fotovoltaico para determinar la capacidad de una instalación fotovoltaica con respecto a tierra Active ES2932775T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP20162310.5A EP3879283A1 (de) 2020-03-11 2020-03-11 Verfahren und photovoltaik-wechselrichter zur bestimmung der anlagenkapazität einer photovoltaik-anlage gegen erde
PCT/EP2021/055970 WO2021180754A1 (de) 2020-03-11 2021-03-10 Verfahren und photovoltaik-wechselrichter zur bestimmung der anlagenkapazität einer photovoltaik-anlage gegen erde

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2932775T3 true ES2932775T3 (es) 2023-01-25

Family

ID=69804597

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES21710477T Active ES2932775T3 (es) 2020-03-11 2021-03-10 Procedimiento e inversor fotovoltaico para determinar la capacidad de una instalación fotovoltaica con respecto a tierra

Country Status (8)

Country Link
US (1) US11656256B2 (es)
EP (2) EP3879283A1 (es)
CN (1) CN115210586B (es)
AU (1) AU2021234993B2 (es)
BR (1) BR112022003326B1 (es)
ES (1) ES2932775T3 (es)
PL (1) PL3980795T3 (es)
WO (1) WO2021180754A1 (es)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3879277A1 (de) * 2020-03-11 2021-09-15 FRONIUS INTERNATIONAL GmbH Verfahren und photovoltaik-wechselrichter zur bestimmung des isolationswiderstands einer photovoltaik-anlage gegen erde
CN115133567A (zh) * 2021-03-27 2022-09-30 华为数字能源技术有限公司 光伏系统和光伏系统的漏电流控制方法
EP4203294A1 (de) 2021-12-23 2023-06-28 FRONIUS INTERNATIONAL GmbH Verfahren zum betreiben einer wechselrichter-anordnung und wechselrichter-anordnung zur durchführung des verfahrens
CN116722815B (zh) * 2023-08-08 2023-12-05 锦浪科技股份有限公司 一种pid效应抑制系统及其控制方法以及光伏系统

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003158282A (ja) 2001-08-30 2003-05-30 Canon Inc 太陽光発電システム
JP5819602B2 (ja) * 2010-11-29 2015-11-24 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 地絡検出装置、地絡検出方法、太陽光発電システム、及び地絡検出プログラム
DE102011050590A1 (de) * 2011-05-24 2012-11-29 Sma Solar Technology Ag Isolationsüberwachung mit einem Prüfsignal variabler Frequenz
CN102279318B (zh) * 2011-06-23 2013-04-17 广东易事特电源股份有限公司 光伏并网逆变器的对地绝缘电阻在线检测系统
CN103208937A (zh) * 2013-03-19 2013-07-17 广东工业大学 一种单相光伏并网逆变器
DE102013227174B4 (de) * 2013-12-27 2019-06-19 Fronius International Gmbh Vorrichtung und Verfahren zur Ermittlung eines Isolationswiderstandes einer Photovoltaikanlage
DE102015114916A1 (de) * 2015-09-07 2017-03-09 Robert Bosch Automotive Steering Gmbh Bestimmung der Zwischenkreiskapazität
CN106788216B (zh) * 2017-02-10 2020-01-24 阳光电源股份有限公司 一种光伏逆变系统以及光伏逆变方法
DE102017113192B3 (de) * 2017-06-14 2018-07-12 Sma Solar Technology Ag Einfehlersichere Isolationswiderstandsbestimmung in einer Photovoltaikanlage
DE102017129083A1 (de) 2017-12-06 2019-06-06 Sma Solar Technology Ag Fehlabschaltsicheres Betriebsverfahren für eine dezentrale Energieerzeugungsanlage

Also Published As

Publication number Publication date
EP3879283A1 (de) 2021-09-15
CN115210586A (zh) 2022-10-18
US20220334159A1 (en) 2022-10-20
AU2021234993B2 (en) 2023-04-27
WO2021180754A1 (de) 2021-09-16
BR112022003326B1 (pt) 2023-11-14
EP3980795A1 (de) 2022-04-13
CN115210586B (zh) 2023-07-28
AU2021234993A1 (en) 2022-06-23
PL3980795T3 (pl) 2023-01-09
BR112022003326A2 (pt) 2022-10-11
US11656256B2 (en) 2023-05-23
EP3980795B1 (de) 2022-10-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2932775T3 (es) Procedimiento e inversor fotovoltaico para determinar la capacidad de una instalación fotovoltaica con respecto a tierra
ES2934212T3 (es) Procedimiento e inversor fotovoltaico para la determinación de la resistencia de aislamiento de una instalación fotovoltaica contra tierra
ES2224116T3 (es) Metodo de medicion del estado de aislamiento y aparato para un sistema descentralizado generador de energia.
US7986129B2 (en) Method and system for float charging a battery
EP2741094A1 (en) Ground fault detection device, ground fault detection method, solar energy system, and ground fault detection program
US9869710B2 (en) Determining insulation resistance for photovoltaics
ES2924241T3 (es) Dispositivo y método para detectar aislamiento de módulos fotovoltaicos frente a tierra y sistema de generación de energía conectado a red fotovoltaica
US10197608B2 (en) Apparatus for determining insulation resistance at a PV generator, and photovoltaic installation
JP2014011427A (ja) 故障検知装置、故障検知システム、及び故障検知方法
RU2666803C1 (ru) Способ для измерения сопротивления изоляции в незаземленной электрической сети постоянного тока и для локализации замыкания на землю и двухполюсное устройство ввода тока
ES2668298T3 (es) Sistema y método de verificación de medios de desconexión de un convertidor CC/CA
BR102012000071A2 (pt) Sistema e sistema para controlar a qualidade de potência em uma rede de ca
KR101248592B1 (ko) 태양광 모듈의 절연저항 및 누설전류 계측 시스템
JP2014038961A (ja) 導通不良検知装置及び導通不良検知方法
RU2012137171A (ru) Устройство и способ компенсации мощности устройства энергопитания в транспортном средстве посредством конденсатора высокой емкости
US20180269829A1 (en) State of health mechanisms for energy generation systems
WO2014007255A1 (ja) 太陽電池検査用電流制御装置
US10379149B2 (en) System and method for detecting connector faults in power conversion system
ES2896738T3 (es) Método y dispositivo para cargar un sistema de almacenamiento de energía en una instalación de panel solar
ES2924632T3 (es) Detección y compensación de pérdida de fase de alimentación
CN116490790A (zh) 用于应急备用电网运行的监控装置
ES2750573T3 (es) Módulo eléctrico y método de medida para vigilar las piezas constructivas de módulos eléctricos
US11626792B2 (en) Inverter with monitoring unit for intermediate circuit protection
BRPI0718845A2 (pt) Bloqueio de voltagem para permitir recarga a baixa temperatura de baterias de níquel - cádmio em aparelhos de iluminação de emergência e método de utilização