WO2015052052A1 - Multistring-photovoltai k-wechselrichter mit erkennung von zwischengeschalteten dc/dc stellern zur deaktivierung des internen mppt - Google Patents

Multistring-photovoltai k-wechselrichter mit erkennung von zwischengeschalteten dc/dc stellern zur deaktivierung des internen mppt Download PDF

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Sma Solar Technology Ag
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Definitions

  • the invention relates to a method for determining an operating state of a photovoltaic system, wherein the photovoltaic system comprises a photovoltaic generator comprising one or more sub-generators, and each sub-generator is connected via DC lines to at least one DC input of an inverter, and optionally between each of the sub-generators and the DC input a DC-DC converter can be arranged.
  • the invention further relates to an inverter suitable for carrying out the method.
  • PV generator for short, of a photovoltaic system
  • PV system generally comprises a large number of photovoltaic modules (PV modules), of which several can each be connected together, for example connected in series to so-called strings.
  • PV modules photovoltaic modules
  • one or more strings form a subgenerator that is connected to an inverter via separate DC power lines.
  • PV modules mounted on different roof surfaces into one partial generator each.
  • a separate inverter can be used for a subgenerator.
  • a maximum yield of photovoltaic energy is achieved when a PV generator is operated at an operating point where it outputs the maximum electrical power.
  • This optimal operating point also called MPP (Maximum Power Point) depends on the respective PV (partial) generator and its operating parameters, such as the intensity of solar radiation and the temperature of the PV modules of the PV generator.
  • MPP Maximum Power Point
  • a PV system has a tracking device for the operating point of a PV generator, the so-called MPP tracker.
  • the voltage range within which the working voltage varies when tracking the operating point through the MPP tracker is thus dependent on the properties of the PV generator as well as climatic conditions at the location of the PV system.
  • the working voltage range shifts over the lifetime of PV generators by their aging behavior (degradation) towards lower voltages.
  • the working voltage of the PV generator is changed by a variation of the voltage transfer ratio of the inverter bridge.
  • a variation of the voltage transmission ratio can be effected, for example, by different switching parameters of switches of the inverter bridge (switching duration, duty cycle, phase position of the switching operation with respect to the phase position of the alternating voltage).
  • switching duration, duty cycle, phase position of the switching operation with respect to the phase position of the alternating voltage switching duration, duty cycle, phase position of the switching operation with respect to the phase position of the alternating voltage.
  • the achievable variation is frequently not sufficient to even compensate for a runtime-related decrease in the working voltage range to lower voltages in addition to the variation range necessary for MPP tracking.
  • PV voltage a voltage of the PV generator which, depending on the topology of the inverter bridge, is at least as great as the single or double mains coupling voltage in the energy supply network. This requirement limits the design freedom in the design of the PV generator.
  • DC / AC direct current / alternating current
  • DC / DC converters have an optionally large possibility of variation in their voltage transmission ratio, by means of which the operating point of a PV generator connected to the DC / DC converter can be varied within wide limits. If the DC / DC converters are designed as boost converters, moreover, they can still be fed into the power supply network even if the PV voltage is lower than the required minimum voltage.
  • the DC / DC converters can be integrated into the inverter, positioned as separate units between the PV generator or subgenerator and inverter, or integrated into the PV modules.
  • each of the inputs can be assigned a separate DC / DC converter with an MPP tracker.
  • each of the partial generators connected to a DC input is then operated at its optimum operating point.
  • this solution is complicated in terms of circuitry and cost-intensive, in particular if one or more of the DC inputs are not even used by several existing DC inputs in an actual installation.
  • inverters with only one common DC input and possibly an internal DC / DC converter in conjunction with several sub-generators.
  • inverters are not uncommon in which several different DC inputs are present, which are then connected in parallel within the inverter and - possibly via an internal DC / DC converter - connected to the inverter bridge.
  • the latter inverters are universally applicable and represent an often practical compromise, since they provide a simpler installation complexity simplifying the installation connection option for multiple sub-generators.
  • all connected subgenerators are operated at a common MPP.
  • the inverter performs only a common MPP tracking for all connected sub-generators, downstream of one or more of the sub-generators, a separate DC / DC converter with integrated MPP tracker, possibly spatially in the immediate vicinity of the subgenerator.
  • a separate DC / DC converter with integrated MPP tracker possibly spatially in the immediate vicinity of the subgenerator.
  • Such outside of the inverter generatornah positioned DC / DC converter can be assigned to individual PV modules or strings.
  • a PV system with such distributed within the system arranged DC / DC converters is known for example from the document US 2010/0195361 A1.
  • the inverter must set an intermediate circuit voltage at a DC link connected downstream of the DC input of the inverter that is at least as high as the maximum PV voltage (open circuit voltage ) of all connected subgenerators, since only with such a selected intermediate circuit voltage the entire working range of each subgenerator can be covered by the MPP tracking of the DC / DC converters.
  • the inverter stage achieves the highest efficiency with a DC link voltage in the range of the required minimum voltage, ie depending on the topology of the single or double mains coupling voltage.
  • a permanently high DC link voltage therefore results in lower PV system efficiency.
  • the intermediate circuit voltage at the DC input of the inverter downstream DC link could possibly be reduced by the inverter to the single or double mains coupling voltage, if the subgenerators due to the MPP tracking of the DC / DC converters at operating points with lower voltage operate.
  • the intermediate circuit voltage only needed to be raised again, in this case by the internal MPP tracking of the inverter - possibly up to the maximum no-load voltage of all the subgenerators - if the optimum operating point shifts to a correspondingly increased operating voltage.
  • Such an adaptation of the intermediate circuit voltage can take place if the inverter has information about the operating points of the subgenerators, but this requires an exchange of information between the external DC / DC converters and the inverter. Such information exchange requires a wired or wireless signal or data connection, which is associated with additional material and installation costs and thus additional costs for the PV system.
  • each subgenerator is assigned an external DC / DC converter and is active, or only a part of the subgenerators, it may be useful to activate or deactivate the inverter-internal MPP tracking in terms of configuration and / or situation.
  • a configuration- and / or situation-based control of the internal MPP tracker also requires an exchange of information between the external DC / DC converters and the inverter.
  • a method for determining an operating state of a photovoltaic system of the type mentioned above comprises the following steps: At least one time characteristic of a current is measured at the at least one DC input. It is then determined that at least one of the sub-generators is followed by an actively converting DC-DC converter if the at least one time characteristic has a current ripple.
  • the output signal of an actively converting DC / DC converter has a current ripple due to the clocking of switching elements in the DC / DC converter, which periodically fill and empty an energy store, usually a capacitor or an inductance, with energy.
  • the current ripples characteristic of DC / DC converters are used to identify an active, i. used its switching elements clocking DC / DC converter. The identification of the current ripple occurs at the DC inputs of the inverter, allowing the inverter to determine the information on whether an active DC / DC converter is present without the need for a separate signal or data line between the DC / DC converter and the inverter becomes.
  • the inverter may be provided to assign a current measuring means to each of the DC inputs. It can then be determined separately for each of the inputs, whether externally an active DC / DC converter is connected upstream. Does the inverter have only one common DC input, or are several? DC inputs available, but this interconnected in the inverter, alternatively, a common current measuring means can be provided which measures the total current of all DC inputs.
  • the inverter has an internal MPP tracker which sets an intermediate circuit voltage at a DC link connected downstream of the at least one DC input, the internal MPP tracker can be activated in an advantageous embodiment of the method if it is determined that at least one of the partial generators has no actively converting DC-DC converter is connected downstream.
  • the at least one time profile is subjected to a Fourier transformation, wherein the result of the Fourier transformation is used to conclude the presence of a current ripple.
  • the at least one time curve is subjected to a high-pass filtering, it being concluded from the result of the high-pass filtering on the presence of a Stromrippeis.
  • the at least one time profile is analyzed with regard to a minimum value assumed within an observation time, it being concluded that the presence of a current ripple if the minimum value falls below a predetermined value.
  • it is analyzed whether the current falls below a predetermined threshold within a given period of time. This analysis is particularly suitable if the sum current of several subgenerators is analyzed. If any existing external DC / DC converters do not synchronize their switching elements, a situation could arise in which a substantially constant summation current occurs, for example when two DC / DC converters are currently switching their switching elements alternately. However, in the case of an unsynchronized time base for determining the switching times, this situation will only be present for a short period of time.
  • An inventive inverter for a photovoltaic system with a photovoltaic generator comprising one or more sub-generators, has at least one DC input for connecting the sub-generators with at least one current measuring means and at least one AC output for connection to a power grid.
  • the inverter is characterized by an evaluation unit in order to determine and evaluate a size of a current ripple on a current measured by the current measuring means.
  • the evaluation unit is set up to activate or deactivate an internal MPP tracker, which sets an intermediate circuit voltage at a DC link arranged between the at least one DC input and an inverter stage, depending on the size of the current fibris.
  • FIG. 1 shows a first embodiment of a PV system with an inverter. Diagrams with exemplary power curves and current waveforms of subgenerators of the PV system shown in Figure 1; 3 shows a second embodiment of a PV system with an inverter;
  • FIG. 4 shows exemplary voltage and current profiles of partial generators of the embodiment shown in FIG. 3;
  • Fig. 5 shows a third embodiment of a PV system with an inverter
  • FIG. 6 shows exemplary power curves and current waveforms of the subgenerators of the embodiment of FIG. 5.
  • FIG. 1 shows a schematic block diagram of the structure of a PV system with an inverter for implementing a method according to the invention.
  • the same reference numerals designate the same or equivalent elements.
  • the PV system has a PV generator 1, which comprises a plurality of, for example, three (PV) subgenerators 1 a, 1 b, 1 c.
  • the subgenerators 1 a to 1 c are presently symbolized as modules. It goes without saying that sub-generators 1 a to 1 c can be individual modules as well as interconnections of several modules, in particular series connections of several modules, so-called strings.
  • the voltages provided by the subgenerators 1a to 1c are referred to as PV voltage Ua, Ub and Uc, respectively.
  • the subgenerators 1 a to 1 c are connected via DC lines 3 a to 3 c each with a separate DC input 1 1 a to 1 1 c of an inverter 10.
  • the sub-generator 1 a is connected directly via the DC lines 3a to the DC input 1 1 a.
  • the other two Subgenerators 1 b and 1 c are each separate DC-DC converter 2b and 2c, hereinafter also referred to as DC / DC converters 2b and 2c, downstream, before they via the DC lines 3b and 3c with the corresponding DC inputs 1 1 b and 1 1 c of the inverter 10 are connected. It is initially not important at which point spatially the DC / DC converters 2b and 2c are arranged.
  • the DC / DC converters 2b, 2c usually have high-setting, ie the voltage-increasing function, an arrangement in spatial proximity to the partial generators 2b, 2c is advantageous in order to be able to operate the DC lines 3b, 3c at the highest possible voltage level and to be able to reduce ohmic losses in these lines 3b, 3c with a constant line cross section or in order to be able to use DC lines 3b, 3c with smaller line cross sections for the same maximum losses accepted.
  • each of the DC inputs 1 1 1 a to 1 1 c is associated with a current measuring means 12a to 12c in order to measure the current flowing at the DC inputs 1 1 a, 1 1 b, 1 1 c la, lb and Ic , Further, each of the DC inputs 1 1 a to 1 1 c may be associated with other elements, such as overcurrent and / or overvoltage fuses and / or switching devices. These are not shown here for reasons of clarity.
  • the direct current inputs 11a to 11c are connected together with an intermediate circuit capacitor 13 for feeding into a common intermediate circuit.
  • the common DC link is then connected to an input of a DC / AC converter, which represents the actual inverter stage 14.
  • the voltage applied to the DC link is hereinafter called DC link voltage Uz.
  • the inverter 10 is equipped with an internal MPP tracker, it being possible to achieve a variation of the intermediate circuit voltage Uz for carrying out the MPP tracking in the case of a single-stage design of the inverter 10, for example via a corresponding control of the inverter stage 14. It is also possible for the inverter 10 two- or train in multiple stages.
  • the inverter stage is preceded by at least one internal DC / DC converter, with the help of which then preferably the MPP tracking is performed.
  • the inverter 10 is coupled via an alternating current output 15 to a power supply network 4 in order to be able to feed the power generated by the PV generator 1 into the energy supply network 4.
  • the illustrated PV system is designed for feeding into a three-phase power supply network 4. The number of three phases is only an example. An inventive inverter 10 and a PV system constructed therewith may also be suitable for operation with any number of phases, in particular for single-phase operation.
  • DC and / or AC sides can be provided on the DC and / or AC sides, which for the sake of simplicity are not shown here.
  • DC or AC-side switching devices e.g., contactors, disconnectors
  • fuse devices e.g., a sine-wave filter
  • filters e.g., a sine-wave filter
  • the inverter 10 of FIG. 1 is designed to carry out a method according to the invention, by means of which the inverter 10 can detect whether at least one of the partial generators 1 a to 1 c connected to it has no upstream and operating DC / DC converters 2 b, 2 c, and in this sense is directly connected to the DC input 1 1 a to 1 1 c of the inverter 10. If it is determined that at least one of the partial generators 1a to 1c is directly connected to the inverter 10 in this sense, the inverter-internal MPP tracker is advantageously used to connect the directly connected partial generator (s) in the example illustrated in FIG the sub-generator 1 a, to operate in its operating point optimal power output.
  • the further subgenerators here the subgenerators 1 b and 1 c, are separated from each other by the separate DC / DC converters 2 b, 2 c connected downstream of them in their respective optimal arrays. operated.
  • the voltage which the inverter-internal MPP tracker determines via the intermediate circuit voltage Uz as the operating point for the partial generator 1a sets itself here.
  • the inverter 10 has an evaluation unit for evaluating measured current characteristics at the DC inputs 11a to 11c.
  • the evaluation unit may be part of a central internal control device of the inverter 10.
  • characteristic power characteristics 20a to 20c for the partial generators 1a to 1c of the PV system are initially shown in FIG. 2a.
  • the power characteristics 20a to 20c indicate the output of the sub-generators 1 a to 1 c power P on the vertical axis of a coordinate system as a function of the output voltage U of the subgenerators 1 a to 1 c on the horizontal axis of the coordinate system.
  • the performance curves 20a to 20c are also referred to as P / U curves. All three power curves 20a to 20c correspond in their course typical P / U curves of a not partially shaded PV generator. They each have a power maximum, which is here at different power P and also at different voltage U.
  • the height of the respective current I is indicated on the vertical axis and the time t on the horizontal axis.
  • the current waveform 21 a shows over the considered period substantially constant value of the current, whereas the current waveforms 21 b and 21 c are pulsed, being equal to or between a maximum value and a value vary zero periodically.
  • the current profile is approximately rectangular, but the maximum value is not constant, but runs approximately linearly up to the steeply sloping edge. Overall, there is an approximately trapezoidal current profile.
  • the different current waveforms are due to the corresponding part generators 1 b, 1 c downstream DC / DC converter 2b, 2c.
  • An active DC / DC converter generates such current ripples due to the timing of switching elements in the DC / DC converters that periodically fill and empty an energy store, usually a capacitor or an inductor, with energy.
  • the current ripples characteristic of DC / DC converters are used to identify an active, i. used its switching elements clocking DC / DC converter. The identification of the current ripple takes place at the DC inputs of the inverter. The inverter can thus determine the information as to whether an active DC / DC converter is present without the need for a separate signal or data line between the DC / DC converter and the inverter.
  • the control device of the inverter for the purpose of determining the current curves 21 a to 21 c which are measured at the various direct current inputs 11a to 11c by the current measuring means 12a to 12c 10 evaluate. If it is determined that at least one of the current waveforms 21 a to 21 c does not show a pronounced current ripple, it is concluded that at least one of the subgenerators 1 a to 1 c is connected to the inverter 10 without an intermediate DC / DC converter 2 b, 2 c or an existing DC / DC converter is inactive. If this is detected, the internal MPP tracker of the inverter 10 is activated and operated in accordance with the directly connected sub-generator, here the sub-generator 1 a, at its operating point optimal performance.
  • each of the DC inputs 1 1 a to 1 1 c own power measuring means 12 can also be determined which of the DC input 1 1 a to 1 1 c is directly connected to the associated part of the generator 1 a to 1 c.
  • this information can be used to enable or enable the internal DC / DC converters as needed deactivate. If the method determines that one of the partial generators 1 a to 1 c has an external DC / DC converter 2b, 2c assigned to it, the corresponding internal DC / DC converter of the inverter 10 is deactivated in order to exclude double converter losses. It can be provided to bridge the DC / DC converter by an additional switching device with low volume resistance, such as a contactor or a suitable semiconductor switch.
  • Fig. 3 shows a comparable to Fig. 1 PV system, which in particular has a likewise provided with three DC inputs 1 1 a to 1 1 c inverter 10. Furthermore, three subgenerators 1 a to 1 c are also present here. In contrast to the exemplary embodiment of FIG. 1, in the present case each of the subgenerators 1 a to 1 c is followed by a separate, external DC / DC converter 2 a to 2 c.
  • the activation or deactivation of the internal MPP tracker is not necessarily static, but may change dynamically during the operation of the PV system.
  • Fig. 4 shows in the partial image a, the temporal change of various relevant voltages of the PV system.
  • a voltage U as a function of on the horizontal axis shown time t shown.
  • the time courses 22a to 22c of the voltages Ua, Ub, Uc of the partial generators 1a to 1c are reproduced.
  • the voltages are not constant over the considered period, but are tracked in a typical manner for MPP tracking method the optimal operating point of the PV generator.
  • a voltage curve 23 of the intermediate circuit voltage Uz is reproduced.
  • the intermediate circuit voltage Uz is constant at a minimum intermediate circuit voltage U 0 .
  • This minimum voltage U 0 is needed in the intermediate circuit, so that the inverter stage 14 can provide an AC suitable for feeding.
  • the minimum voltage U 0 substantially corresponds to the single or double mains dc voltage of the AC voltage in the energy supply network 4.
  • the Voltages at the partial generators 1 a to 1 c invariably smaller than the minimum required intermediate circuit voltage U 0 .
  • the DC / DC converter 2a switches accordingly inactive.
  • the measured currents Ia to Ic this is indicated by the fact that the current I a measured at the DC input I 1 a becomes substantially constant and no more ripple shows.
  • the internal MPP tracker is now activated in the inverter 10, which thus assumes the setting of the optimum operating point for the sub-generator 1 a. This leads to the t for times> t 0 observed stepwise variation of the intermediate circuit voltage U Z at values Uz> U 0th
  • Various methods can be used to detect the current ripple. For example, a signal analysis, for example by a fast Fourier transform (FFT) can be used. This makes it possible to evaluate non-zero frequency components of the current profile as an indicator of the presence of a current ripple.
  • FFT fast Fourier transform
  • Another way to detect the current ripple is to subject the measured current Ia to Ic to high-pass filtering. The output signal of the high-pass filter goes to zero, if the corresponding input 1 1 a to 1 1 c no active external DC / DC converter is connected upstream.
  • FIG. 5 shows a further embodiment of a PV system with an inverter for carrying out a method according to the invention in a comparable manner to FIG. 1.
  • three subgenerators 1 a to 1 c are provided, of which at least one, here the subgenerator 1 a, is not connected to the inverter 10 via an external DC / DC converter.
  • the inverter 10 is here equipped with only one DC input 1 1.
  • the sub-generators 1 a to 1 c are connected in parallel at the end of their DC lines 3 a to 3 c and with the said DC input 1 1 of the inverter 10 is connected. Accordingly, the inverter also has only one current measuring means 12, which is suitable to measure the current at the one DC input 1 1.
  • FIGS. 6a and 6b thus correspond to FIGS. 2a and 2b, with the difference that the currents Ia to Ic in the DC lines from FIG. 3c are reproduced here only to illustrate the method, but are not measured separately by the inverter 10 become. Instead, the inverter has the measurement signal of the total current I shown in the partial image 6c, which is measured by the current measuring means 12 common in this sense.
  • a current curve 21 of the total current I is reproduced by way of example.
  • this can be done, for example, by a synchronization line between the DC / DC converters 2 b, 2 c.
  • the described method can also be carried out without synchronization of the switching times.
  • the clock generators used differ at least minimally either in their frequency and / or their phase position. If all the subgenerators 1 a to 1 c have downstream DC / DC converters 2 a to 2 c, a time will almost inevitably arise at which each of the subcurrents 1 a to 1 c becomes zero at the same time. Thus, the total current I is at least one time zero.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln eines Betriebszustands einer Photovoltaikanlage, wobei - die Photovoltaikanlage einen Photovoltaikgenerator (1) aufweist, der einen oder mehrere Teilgeneratoren (1a, 1b, 1c) umfasst, und - jeder Teilgenerator (1a, 1b, 1c) über Gleichstromleitungen (3a, 3b, 3c) mit mindestens einem Gleichstromeingang (11, 11a, 11b, 11c) eines Wechselrichters (10) verbunden ist, wobei optional zwischen jedem der Teilgeneratoren (1a, 1b, 1c) und dem Gleichstromeingang (11, 11a, 11b, 11c) ein Gleichspannungswandler (2a, 2b, 2c) angeordnet sein kann. Das Verfahren weist die folgenden Schritte auf: - Messen mindestens eines Zeitverlaufs (21, 21a, 21b, 21c) eines Stroms (I, Ia, Ib, Ic) an dem mindestens einen Gleichstromeingang (11, 11a, 11b, 11c), und - Feststellen, dass zumindest einem der Teilgeneratoren (1a, 1b, 1c) ein aktiv wandelnder Gleichspannungswandler (2a, 2b, 2c) nachgeschaltet ist, wenn der mindestens eine Zeitverlauf (21, 21a, 21b, 21c) einen Stromrippel aufweist. Die Erfindung betrifft weiterhin einen zur Durchführung des Verfahrens eingerichteten Wechselrichter (10).

Description

MULTISTRING-PHOTOVOLTAI K-WECHSELRICHTER MIT ERKENNUNG VON
ZWISCHENGESCHALTETEN DC/DC
STELLERN ZUR DEAKTIVIERUNG DES INTERNEN MPPT
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln eines Betriebszustands einer Photovoltaikanlage, wobei die Photovoltaikanlage einen Photovoltaikgenerator aufweist, der einen oder mehrere Teilgeneratoren umfasst, und jeder Teilgenerator über Gleichstromleitungen mit mindestens einem Gleichstromeingang eines Wechselrichters verbunden ist, und wobei optional zwischen jedem der Teilgeneratoren und dem Gleichstromeingang ein Gleichspannungswandler angeordnet sein kann. Die Erfindung betrifft weiterhin einen zur Durchführung des Verfahrens geeigneten Wechselrichter.
Der Photovoltaikgenerator, im Folgenden auch abgekürzt als PV-Generator bezeichnet, einer Photovoltaikanlage (PV-Anlage) umfasst in der Regel eine Vielzahl von Photovoltaikmodulen (PV-Modulen), von denen jeweils mehrere zu- sammengeschaltet sein können, beispielsweise serienverschaltet zu sogenannten Strings. Häufig bilden ein oder mehrere Strings (oder eine andere Kombination von PV-Modulen) einen Teilgenerator, der über separate Gleichstromleitungen mit einem Wechselrichter verbunden ist. Bei Dachflächenanlagen bietet sich beispielsweise an, auf unterschiedlichen Dachflächen montierte PV-Module zu jeweils einem Teilgenerator zusammenzufassen. Dabei kann für einen Teilgenerator ein separater Wechselrichter eingesetzt werden. Es ist aber auch möglich, mehrere Teilgeneratoren mit einem Wechselrichter zu verbinden, der nur einen gemeinsamen Gleichstromeingang aufweist, oder mit einem Wechselrichter, der mehrere Gleichstromeingänge aufweist, die innerhalb des Wech- selrichters zur Einspeisung in einen gemeinsamen Zwischenkreis parallel geschaltet sind.
Ein maximaler Ertrag an photovoltaischer Energie wird erzielt, wenn ein PV- Generator in einem Arbeitspunkt betrieben wird, an dem er die maximale elekt- rische Leistung abgibt. Dieser optimale Arbeitspunkt, auch MPP (Maximum Power Point) genannt, ist abhängig von dem jeweiligen PV-(Teil-) Generator und dessen Betriebsparametern, beispielsweise der Intensität der Sonneneinstrahlung und der Temperatur der PV-Module des PV-Generators. Üblicherweise weist eine PV-Anlage eine Nachführeinrichtung für den Arbeitspunkt eines PV- Generators auf, den sogenannten MPP-Tracker. Der Spannungsbereich, inner- halb dessen die Arbeitsspannung beim Nachführen des Arbeitspunkts durch den MPP-Tracker variiert, ist damit abhängig von den Eigenschaften des PV- Generators sowie von klimatischen Bedingungen am Standort der PV-Anlage. Darüber hinaus verschiebt sich der Arbeitsspannungsbereich im Laufe der Lebenszeit von PV-Generatoren durch deren Alterungsverhalten (Degradation) zu niedrigeren Spannungen hin.
Bei einstufigen Wechselrichtern, also solchen Wechselrichtern, die nur eine Wandlerstufe in Form einer Wechselrichterbrücke aufweisen, erfolgt eine Änderung der Arbeitsspannung des PV-Generators durch eine Variation des Span- nungsübertragungsverhältnisses der Wechselrichterbrücke. Eine solche Variation des Spannungsübertragungsverhältnisses kann beispielweise durch unterschiedliche Schaltparameter von Schaltern der Wechselrichterbrücke (Schaltdauer, Tastverhältnis, Phasenlage des Schaltvorgangs im Bezug auf die Phasenlage der Wechselspannung) erfolgen. Die erzielbare Variation ist jedoch häufig nicht ausreichend, um neben dem für das MPP-Tracking notwendigen Variationsbereich auch noch ein laufzeitbedingtes Absinken des Arbeitsspan- nungsbereichs zu niedrigeren Spannungen hin auszugleichen. Unter extremen klimatischen Bedingungen, insbesondere bei großen Temperaturschwankungen, denen ein PV-Generator unterworfen ist, kann der Variationsbereich für das MPP-Tracking nicht ausreichend groß sein. Zudem wird bei einem einstufigen Wechselrichter eine Spannung des PV-Generators benötigt (im Folgenden PV-Spannung genannt), die je nach Topologie der Wechselrichterbrücke mindestens so groß ist wie die einfache oder doppelte Netzkuppenspannung im Energieversorgungsnetz. Diese Anforderung schränkt die Gestaltungsfreiheit bei der Auslegung des PV-Generators ein.
Um einen ausreichend großen Variationsbereich für das MPP-Tracking bereitzustellen und um PV-Anlagen auch für eine geringere PV-Spannung auslegen zu können, kann eine mehrstufige Umsetzung der vom PV-Generator gelieferten Spannung vorgesehen sein. Dazu wird der eigentlichen Wechselrichterstufe des Wechselrichters, die nachfolgend auch als DC/AC (direct current/alternating current)-Wandler bezeichnet wird, ein Gleichspannungswandler (DC/DC- Wandler) vorgeschaltet. DC/DC-Wandler weisen eine ggf. große Variationsmöglichkeit ihres Spannungsübertragungsverhältnisses auf, durch das der Arbeitspunkt eines mit dem DC/DC-Wandler verbundenen PV-Generators in weiten Grenzen variiert werden kann. Wenn die DC/DC-Wandler als Hochsetzsteller ausgebildet sind, kann zudem auch dann noch in das Energieversorgungs- netz eingespeist werden, wenn die PV-Spannung kleiner ist als die benötigte Mindestspannung.
Im Hinblick auf die räumliche Anordnung von DC/DC-Wandlern in PV-Anlagen sind verschiedene Konzepte gebräuchlich, die auch teilweise innerhalb einer Anlage kombiniert werden. Die DC/DC-Wandler können in den Wechselrichter integriert sein, als separate Einheiten zwischen PV-Generator bzw. Teilgenerator und Wechselrichter positioniert werden oder auch in die PV-Module integriert sein. Bei einem Wechselrichter mit mehreren Gleichstromeingängen kann jedem der Eingänge ein separater DC/DC-Wandler mit einem MPP-Tracker zugeordnet sein. Vorteilhaft wird dann jeder der mit einem Gleichstromeingang verbundenen Teilgeneratoren bei seinem optimalen Arbeitspunkt betrieben. Diese Lösung ist jedoch schaltungstechnisch aufwändig und kostenintensiv, insbesonde- re wenn von mehreren vorhandenen Gleichstromeingängen dann bei einer tatsächlichen Installation einer oder mehrere der Gleichstromeingänge gar nicht verwendet werden.
Auch ist es bekannt, Wechselrichter mit nur einem gemeinsamen Gleichstrom- eingang und gegebenenfalls einem internen DC/DC-Wandler in Verbindung mit mehreren Teilgeneratoren zu verwenden. Darüber hinaus sind Wechselrichter nicht unüblich, bei denen mehrere verschiedene Gleichstromeingänge vorhanden sind, die dann innerhalb des Wechselrichters parallel geschaltet sind und - gegebenenfalls über einen internen DC/DC-Wandler - mit der Wechselrichterbrücke verbunden sind. Die zuletzt genannten Wechselrichter sind universell verwendbar und stellen einen oft praxisgerechten Kompromiss dar, da sie ohne großen zusätzlichen Schaltungsaufwand eine die Installation vereinfachende Anschlussmöglichkeit für mehrere Teilgeneratoren bereitstellen. In beiden beschriebenen Wechselrichtertypen werden jedoch alle angeschlossenen Teilgeneratoren bei einem gemeinsamen MPP betrieben.
Zur Effektivitätssteigerung kann es in den genannten Fällen, in denen der Wechselrichter nur ein gemeinsames MPP-Tracking für alle angeschlossenen Teilgeneratoren durchführt, vorgesehen sein, einem oder mehreren der Teilgeneratoren einen separaten DC/DC-Wandler mit integriertem MPP-Tracker nachzuschalten, ggf. räumlich in unmittelbarer Nähe des Teilgenerators. Solche extern von dem Wechselrichter generatornah positionierte DC/DC-Wandler können einzelnen PV-Modulen oder Strings zugeordnet sein. Eine PV-Anlage mit derartigen innerhalb der Anlage verteilt angeordneten DC/DC-Wandlern ist beispielsweise aus der Druckschrift US 2010/0195361 A1 bekannt.
Wenn derartige externe separate DC/DC-Wandler autark das MPP-Tracking für den jeweiligen angeschlossenen Teilgenerator vornehmen, muss vom Wechselrichter eine Zwischenkreisspannung an einem dem Gleichstromeingang des Wechselrichters nachgeschalteten Zwischenkreis eingestellt werden, die mindestens so hoch ist wie die maximale PV-Spannung (Leerlaufspannung) aller angeschlossenen Teilgeneratoren, da nur bei einer derart gewählten Zwischen- kreisspannung der gesamte Arbeitsbereich jedes Teilgenerators durch das MPP-Tracking der DC/DC-Wandler abgedeckt werden kann. Das bedeutet allerdings, dass Zwischenkreiskondensatoren im Zwischenkreis des Wechselrichters dauerhaft einer hohen Spannungsbelastung ausgesetzt sind. Zudem erzielt die Wechselrichterstufe den höchsten Wirkungsgrad bei einer Zwischenkreis- Spannung im Bereich der benötigten Mindestspannung, d.h. abhängig von der Topologie der einfachen oder doppelten Netzkuppenspannung. Eine dauerhaft hohe Zwischenkreisspannung hat daher eine geringere Effizienz der PV-Anlage zur Folge. Prinzipiell könnte die Zwischenkreisspannung an dem dem Gleichstromeingang des Wechselrichters nachgeschalteten Zwischenkreis durch den Wechselrichter ggf. bis auf die einfache bzw. doppelte Netzkuppenspannung abgesenkt wer- den, wenn die Teilgeneratoren bedingt durch das MPP-Tracking der DC/DC- Wandler an Arbeitspunkten mit niedrigerer Spannung betrieben werden. Die Zwischenkreisspannung brauchte nur dann wieder, in dem Fall durch das interne MPP-Tracking des Wechselrichters, angehoben werden - ggf. bis zur maximalen Leerlaufspannung aller Teilgeneratoren -, wenn sich der optimale Ar- beitspunkt zu entsprechend erhöhter Arbeitsspannung verschiebt. Eine solche Anpassung der Zwischenkreisspannung kann erfolgen, wenn dem Wechselrichter Informationen über die Arbeitspunkte der Teilgeneratoren vorliegen, was jedoch einen Informationsaustausch zwischen den externen DC/DC-Wandlern und dem Wechselrichter voraussetzt. Ein solcher Informationsaustausch be- dingt eine leitungsgebundene oder drahtlose Signal- bzw. Datenverbindung, die mit zusätzlichem Material- und Installationsaufwand und somit zusätzlichen Kosten für die PV-Anlage verbunden ist.
Zudem kann es abhängig davon, ob jedem Teilgenerator ein externer DC/DC- Wandler zugeordnet und aktiv ist, oder nur einem Teil der Teilgeneratoren, sinnvoll sein, das wechselrichterinterne MPP-Tracking konfigurations- und/oder situationsbezogen zu aktivieren oder zu deaktivieren. Eine konfigurations- und/oder situationsbezogene Steuerung des internen MPP-Trackers setzt bislang ebenso einen Informationsaustausch zwischen den externen DC/DC- Wandlern und dem Wechselrichter voraus.
Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren zur Ermittlung eines Betriebszustands einer PV-Anlage zu schaffen, durch das ein wechselrichterinterner MPP-Tracker so aktiviert bzw. deaktiviert werden kann, dass ein möglichst effektiver Betrieb der PV-Anlage konfigurations- und/oder situationsunabhängig gegeben ist, ohne dass eine Signal- bzw. Datenverbindung aufgebaut werden muss. Weiterhin soll ein zu diesem Zweck geeigneter Wechselrichter geschaffen werden. Die Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren und einen Wechselrichter mit den Merkmalen des jeweiligen unabhängigen Anspruchs. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
Ein Verfahren zum Ermitteln eines Betriebszustands einer Photovoltaikanlage der eingangs genannten Art weist erfindungsgemäß die folgenden Schritte auf: Es wird mindestens ein Zeitverlauf eines Stroms an dem mindestens einen Gleichstromeingang gemessen. Dann wird festgestellt, dass zumindest einem der Teilgeneratoren ein aktiv wandelnder Gleichspannungswandler nachgeschaltet ist, wenn der mindestens eine Zeitverlauf einen Stromrippel aufweist.
Das Ausgangssignal eines aktiv wandelnden DC/DC-Wandlers weist einen Stromrippel auf aufgrund der Taktung von Schaltelementen in dem DC/DC- Wandler, die einen Energiespeicher, meist einen Kondensator oder eine Induktivität, periodisch mit Energie befüllen und entleeren. Erfindungsgemäß werden die für DC/DC-Wandler charakteristischen Stromrippel zur Identifizierung eines aktiven, d.h. seine Schaltelemente taktenden DC/DC-Wandlers verwendet. Die Identifizierung des Stromrippeis erfolgt dabei an den Gleichstromeingängen des Wechselrichters, wodurch der Wechselrichter die Information, ob an ein aktiver DC/DC-Wandler vorhanden ist, ermitteln kann, ohne dass eine separate Signaloder Datenleitung zwischen dem DC/DC-Wandler und dem Wechselrichter benötigt wird. Die Kenntnis, ob den Teilgeneratoren separate DC/DC-Wandler zugeordnet sind und diese aktiv sind, kann zur Aktivierung bzw. Deaktivierung eines wechselrichterinternen MPP-Trackers und/oder eines wechselrichterinternen DC/DC-Wandlers verwendet werden, um die Effektivität der PV-Anlage zu erhöhen.
Falls der Wechselrichter mindestens zwei Gleichstromeingänge aufweist, kann vorgesehen sein, jedem der Gleichstromeingänge ein Strommessmittel zuzuordnen. Es kann dann für jeden der Eingänge gesondert festgestellt werden, ob extern ein aktiver DC/DC-Wandler vorgeschaltet ist. Weist der Wechselrichter nur einen gemeinsamen Gleichstromeingang auf, oder sind zwar mehrere Gleichstromeingänge vorhanden, diese aber im Wechselrichter zusammengeschaltet, kann alternativ ein gemeinsames Strommessmittel vorgesehen sein, das den Summenstrom aller Gleichstromeingänge misst. In dem Fall sind nur die Aussagen möglich, dass zumindest einem der Teilgeneratoren ein aktiv wandelnder Gleichspannungswandler nachgeschaltet ist, wenn der mindestens eine Zeitverlauf einen Stromrippel aufweist, oder, dass keinem der Teilgeneratoren ein aktiv wandelnder Gleichspannungswandler nachgeschaltet ist, wenn der mindestens eine Zeitverlauf keinen Stromrippel aufweist. Falls der Wechselrichter einen internen MPP-Tracker aufweist, der eine Zwi- schenkreisspannung an einem dem mindestens einen Gleichstromeingang nachgeschalteten Zwischenkreis einstellt, kann in einer vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens der interne MPP-Tracker aktiviert werden, wenn festgestellt wird, dass zumindest einem der Teilgeneratoren kein aktiv wandelnder Gleichspannungswandler nachgeschaltet ist.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird der mindestens eine Zeitverlauf einer Fouriertransformation unterzogen, wobei aus dem Ergebnis der Fouriertransformation auf das Vorhandensein eines Stromrippeis geschlossen wird. Ebenfalls bevorzugt wird der mindestens eine Zeitverlauf einer Hochpass-Filterung unterzogen, wobei aus dem Ergebnis der Hochpass- Filterung auf das Vorhandensein eines Stromrippeis geschlossen wird. Auch ist es eine bevorzugte Ausgestaltung des Verfahrens, auf das Vorhandensein eines Stromrippeis zu schließen, wenn eine Frequenzkomponente des Zeitver- laufs bei einer von null verschiedenen Frequenz einen vorgegebenen Wert überschreitet. Die genannten Verfahren stellen geeignete und unaufwändig implementierbare Methoden zur Ermittlung eines Stromrippeis dar.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird der mindes- tens eine Zeitverlauf im Hinblick auf einen innerhalb einer Beobachtungszeit angenommenen Mindestwert analysiert, wobei auf das Vorhandensein eines Stromrippeis geschlossen wird, wenn der Mindestwert einen vorgegebenen Wert unterschreitet. Bei dieser Ausgestaltung wird analysiert, ob der Strom in- nerhalb eines vorgegebenen Zeitraums unter einen ebenfalls vorgegebenen Schwellenwert fällt. Diese Analyse ist insbesondere dann geeignet, wenn der Summenstrom mehrerer Teilgeneratoren analysiert wird. Wenn eventuell vorhandene externe DC/DC-Wandler ihre Schaltelemente nicht synchronisiert tak- ten, könnte eine Situation auftreten, in der sich ein im Wesentlichen konstanter Summenstrom einstellt, beispielsweise wenn zwei DC/DC-Wandler ihre Schaltelemente gerade wechselseitig schalten. Bei einer nicht synchronisierten Zeitbasis zur Bestimmung der Schaltzeitpunkte wird diese Situation jedoch nur für einen kurzen Zeitraum vorliegen. Wenn der Beobachtungszeitraum lang genug gewählt ist, werden die Schaltzeitpunkte der DC/DC-Wandler auseinanderlaufen und eine Situation zu beobachten sein, in der sich das Takten auch in dem Summenstrom zeigt und die Stromhöhe entsprechend zumindest kurzzeitig unter den genannten Schwellenwert absinkt. Ein erfindungsgemäßer Wechselrichter für eine Photovoltaikanlage mit einem Photovoltaikgenerator, der einen oder mehrere Teilgeneratoren umfasst, weist mindestens einen Gleichstromeingang zum Anschluss der Teilgeneratoren mit mindestens einem Strommessmittel auf und mindestens einen Wechselstromausgang zur Verbindung mit einem Energieversorgungsnetz. Der Wechselrich- ter zeichnet sich durch eine Auswerteeinheit auf, um eine Größe eines Stromrippeis auf einem von dem Strommessmittel gemessenen Strom zu ermitteln und auszuwerten. Die Auswerteeinheit ist dazu eingerichtet, abhängig von der Größe des Stromrippeis einen internen MPP-Tracker, der eine Zwischen- kreisspannung an einem zwischen dem mindestens einen Gleichstromeingang und einer Wechselrichterstufe angeordneten Zwischenkreis einstellt, zu aktivieren oder zu deaktivieren. Es ergeben sich die im Zusammenhang mit dem Verfahren zuvor genannten Vorteile.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen mithilfe von Figuren näher erläutert. Die Figuren zeigen:
Fig. 1 ein erstes Ausführungsbeispiel einer PV-Anlage mit einem Wechselrichter; Diagramme mit beispielhaften Leistungskurven und Stromverläufen von Teilgeneratoren der in Fig. 1 gezeigten PV-Anlage; Fig. 3 ein zweites Ausführungsbeispiel einer PV-Anlage mit einem Wechselrichter;
Fig. 4 beispielhafte Spannungs- und Stromverläufe von Teilgeneratoren des in Fig. 3 gezeigten Ausführungsbeispiels;
Fig. 5 ein drittes Ausführungsbeispiel einer PV-Anlage mit einem Wechselrichter und
Fig. 6 beispielhafte Leistungskurven und Stromverläufe der Teilgeneratoren des Ausführungsbeispiels aus Fig. 5.
Fig. 1 zeigt in einem schematischen Blockdiagramm den Aufbau einer PV- Anlage mit einem Wechselrichter zur Umsetzung eines erfindungsgemäßen Verfahrens. In dieser wie in den nächsten Figuren kennzeichnen gleiche Be- zugszeichen gleiche oder gleichwirkende Elemente.
Die PV-Anlage weist einen PV-Generator 1 auf, der mehrere, hier beispielhaft drei (PV-) Teilgeneratoren 1 a, 1 b, 1 c umfasst. Die Teilgeneratoren 1 a bis 1 c sind vorliegend als Module symbolisiert. Es versteht sich, dass als Teilgenerato- ren 1 a bis 1 c sowohl einzelne Module als auch Verschaltungen mehrerer Module, insbesondere Reihenschaltungen mehrerer Module, sogenannte Strings, eingesetzt werden können. Die von den Teilgeneratoren 1 a bis 1 c bereitgestellten Spannungen werden als PV-Spannung Ua, Ub bzw. Uc bezeichnet. Die Teilgeneratoren 1 a bis 1 c sind über Gleichstromleitungen 3a bis 3c jeweils mit einem separaten Gleichstromeingang 1 1 a bis 1 1 c eines Wechselrichters 10 verbunden. Dabei ist der Teilgenerator 1 a unmittelbar über die Gleichstromleitungen 3a mit dem Gleichstromeingang 1 1 a verbunden. Den anderen beiden Teilgeneratoren 1 b und 1 c sind jeweils separate Gleichspannungswandler 2b bzw. 2c, im Folgenden auch als DC/DC-Wandler 2b bzw. 2c bezeichnet, nachgeschaltet, bevor sie über die Gleichstromleitungen 3b bzw. 3c mit den entsprechenden Gleichstromeingängen 1 1 b und 1 1 c des Wechselrichters 10 ver- bunden sind. Dabei ist es zunächst nicht erheblich, an welcher Stelle räumlich die DC/DC-Wandler 2b und 2c angeordnet sind. Da die DC/DC-Wandler 2b, 2c üblicherweise jedoch hochsetzstellende, also die Spannung erhöhende Funktion haben, ist eine Anordnung in räumlicher Nähe zu den Teilgeneratoren 2b, 2c vorteilhaft, um die Gleichstromleitungen 3b, 3c auf möglichst hohem Span- nungsniveau betreiben zu können und so ohmsche Verluste in diesen Leitungen 3b, 3c bei gleichbleibendem Leitungsquerschnitt reduzieren zu können bzw. um bei gleichen maximal in Kauf genommenen Verlusten Gleichstromleitungen 3b, 3c mit geringerem Leitungsquerschnitten nutzen zu können. Innerhalb des Wechselrichters 10 ist jedem der Gleichstromeingänge 1 1 a bis 1 1 c ein Strommessmittel 12a bis 12c zugeordnet, um den an den Gleichstromeingängen 1 1 a, 1 1 b, 1 1 c jeweils fließenden Strom la, Ib bzw. Ic messen zu können. Weiter können jedem der Gleichstromeingänge 1 1 a bis 1 1 c weitere Elemente zugeordnet sein, beispielsweise Überstrom- und/oder Überspan- nungssicherungen und/oder Schaltorgane. Diese sind aus Gründen der Übersichtlichkeit hier nicht eingezeichnet.
In Energieflussrichtung hinter den Strommessmitteln 12a bis 12c sind die Gleichstromeingänge 1 1 a bis 1 1 c zur Einspeisung in einen gemeinsamen Zwi- schenkreis mit einem Zwischenkreiskondensator 13 zusammengeschaltet. Der gemeinsame Zwischenkreis ist dann mit einem Eingang eines DC/AC-Wandlers verbunden, der die eigentliche Wechselrichterstufe 14 darstellt. Die am Zwischenkreis anliegende Spannung wird nachfolgend Zwischenkreisspannung Uz genannt. Der Wechselrichter 10 ist dabei mit einem internen MPP-Tracker aus- gestattet, wobei eine Variation der Zwischenkreisspannung Uz zur Durchführung des MPP-Trackings bei einer einstufigen Ausbildung des Wechselrichters 10 zum Beispiel über eine entsprechende Ansteuerung der Wechselrichterstufe 14 erreicht werden kann. Es ist auch möglich, den Wechselrichter 10 zwei- oder mehrstufig auszubilden. Dabei ist der Wechselrichterstufe mindestens ein interner DC/DC-Wandler vorgeschaltet, mit dessen Hilfe dann bevorzugt das MPP- Tracking durchgeführt wird. Der Wechselrichter 10 ist über einen Wechselstromausgang 15 mit einem Energieversorgungsnetz 4 gekoppelt, um die von dem PV-Generator 1 erzeugte Leistung in das Energieversorgungsnetz 4 einspeisen zu können. Die dargestellte PV-Anlage ist zur Einspeisung in ein dreiphasiges Energieversorgungsnetz 4 ausgelegt. Die Anzahl von drei Phasen ist lediglich beispielhaft zu ver- stehen. Ein erfindungsgemäßer Wechselrichter 10 und eine damit aufgebaute PV-Anlage können ebenso für einen Betrieb mit einer beliebigen Anzahl an Phasen, insbesondere für einen einphasigen Betrieb geeignet sein.
Neben den bereits erwähnten zusätzlichen Elementen innerhalb des Wechsel- richters 10 können DC- und/oder AC-seitig weitere Komponenten vorgesehen sein, die der einfacheren Darstellung halber hier nicht gezeigt sind. Dieses können beispielsweise gleich- oder wechselstromseitige Schaltorgane (z.B. Schütze, Trenner) oder Sicherungsorgane oder Filter (z.B. ein Sinus-Filter) oder ein Transformator sein.
Der Wechselrichter 10 der Fig. 1 ist zur Durchführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens eingerichtet, durch das der Wechselrichter 10 erkennen kann, ob zumindest einer der an ihn angeschlossenen Teilgeneratoren 1 a bis 1 c ohne einen vorgeschalteten und arbeitenden DC/DC-Wandler 2b, 2c, und in diesem Sinne unmittelbar mit dem Gleichstromeingang 1 1 a bis 1 1 c des Wechselrichters 10 verbunden ist. Wenn festgestellt wird, dass zumindest einer der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c in diesem Sinne unmittelbar mit dem Wechselrichter 10 verbunden ist, wird vorteilhaft der wechselrichterinterne MPP-Tracker verwendet, um den oder die unmittelbar angeschlossenen Teilgeneratoren, in dem in Fig. 1 dargestellten Beispiel den Teilgenerator 1 a, in seinem Arbeitspunkt optimaler Leistungsabgabe zu betreiben. Die weiteren Teilgeneratoren, hier die Teilgeneratoren 1 b und 1 c, werden durch die separaten, ihnen nachgeschalteten DC/DC-Wandler 2b, 2c von diesen autark in ihrem jeweiligen optimalen Ar- beitspunkt betrieben. Am Ausgang der DC/DC-Wandler 2b, 2c stellt sich dabei die Spannung ein, die der wechselrichterinterne MPP-Tracker über die Zwi- schenkreisspannung Uz als Arbeitspunkt für den Teilgenerator 1 a festlegt. Zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens weist der Wechselrichter 10 eine Auswerteeinheit zur Auswertung gemessener Stromverläufe an den Gleichstromeingängen 1 1 a bis 1 1 c auf. Die Auswerteeinheit kann Teil einer zentralen internen Steuereinrichtung des Wechselrichters 10 sein. Zur Erläuterung des erfindungsgemäßen Verfahrens sind in Fig. 2a zunächst charakteristische Leistungskennlinien 20a bis 20c für die Teilgeneratoren 1 a bis 1 c der PV-Anlage dargestellt. Die Leistungskennlinien 20a bis 20c geben die von den Teilgeneratoren 1 a bis 1 c abgegebene Leistung P auf der Vertikalachse eines Koordinatensystems in Abhängigkeit der Ausgangsspannung U der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c auf der Horizontalachse des Koordinatensystems an. Die Leistungskennlinien 20a bis 20c werden entsprechend auch als P/U-Kurven bezeichnet. Alle drei Leistungskurven 20a bis 20c entsprechen in ihrem Verlauf typischen P/U-Kurven eines nicht teilverschatteten PV-Generators. Sie weisen jeweils ein Leistungsmaximum auf, das hier bei unterschiedlicher Leistung P und auch bei unterschiedlicher Spannung U liegt.
Im Teilbild b der Fig. 2 ist die zeitliche Abhängigkeit des durch die Strommessmittel 12a, 12b, 12c gemessenen Stroms la, Ib, Ic an den einzelnen Gleichstromeingängen 1 1 a bis 1 1 c in entsprechenden Stromverlaufskurven 21 a bis 21 c wiedergegeben. Auf der vertikalen Achse ist die Höhe des jeweiligen Stroms I und auf der horizontalen Achse die Zeit t angegeben. Abgesehen von unterschiedlichen mittleren Werten der Ströme la, Ib, Ic, zeigt sich an den Stromverlaufskurven 21 a bis 21 c ein grundsätzlich unterschiedliches Verhalten der Ströme zwischen dem Strom la am Gleichstromeingang 1 1 a und den Strö- men Ib bzw. Ic an den Gleichstromeingängen 1 1 b und 1 1 c: Der Stromverlauf 21 a zeigt einen über den betrachteten Zeitraum im Wesentlichen konstanten Wert des Stroms, wohingegen die Stromverläufe 21 b und 21 c gepulst sind, wobei sie zwischen einem Maximalwert und einem Wert gleich oder annähernd gleich null periodisch variieren. Der Stromverlauf ist dabei in etwa rechteckför- mig, wobei der Maximalwert jedoch nicht konstant ist, sondern in etwa linear bis zur steil abfallenden Flanke verläuft. Insgesamt ergibt sich ein ungefähr trapezförmiger Stromverlauf.
Die unterschiedlichen Stromverläufe sind auf die den entsprechenden Teilgeneratoren 1 b, 1 c nachgeschalteten DC/DC-Wandler 2b, 2c zurückzuführen. Ein aktiver DC/DC-Wandler erzeugt derartige Stromrippel aufgrund der Taktung von Schaltelementen in den DC/DC-Wandlern, die einen Energiespeicher, meist einen Kondensator oder eine Induktivität, periodisch mit Energie befüllen und entleeren. Erfindungsgemäß werden die für DC/DC-Wandler charakteristischen Stromrippel zur Identifizierung eines aktiven, d.h. seine Schaltelemente taktenden DC/DC-Wandlers verwendet. Die Identifizierung der Stromrippel erfolgt dabei an den Gleichstromeingängen des Wechselrichters. Der Wechselrichter kann die Information, ob ein aktiver DC/DC-Wandler vorhanden ist, somit ermitteln, ohne dass eine separate Signal- oder Datenleitung zwischen dem DC/DC- Wandler und dem Wechselrichter benötigt wird.
Bei dem in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel ist zu dem Zweck vorgese- hen, die Stromverläufe 21 a bis 21 c, die an den verschiedenen Gleichstromeingängen 1 1 a bis 1 1 c von den Strommessmitteln 12a bis 12c gemessen werden, durch die Steuereinrichtung des Wechselrichters 10 auszuwerten. Wird festgestellt, dass zumindest einer der Stromverläufe 21 a bis 21 c keine ausgeprägten Stromrippel zeigt, wird darauf geschlossen, dass zumindest einer der Teilgene- ratoren 1 a bis 1 c ohne einen zwischengeschalteten DC/DC-Wandler 2b, 2c mit dem Wechselrichter 10 verbunden ist oder ein ggf. vorhandener DC/DC- Wandler inaktiv ist. Wird dieses erkannt, wird der interne MPP-Tracker des Wechselrichters 10 aktiviert und entsprechend der unmittelbar angeschlossene Teilgenerator, hier der Teilgenerator 1 a, an seinem Arbeitspunkt optimaler Leis- tung betrieben.
Bei dem Ausführungsbeispiel der Fig. 1 , bei dem jedem der Gleichstromeingänge 1 1 a bis 1 1 c ein eigenes Strommessmittel 12 zugeordnet ist, kann zudem ermittelt werden, welcher der Gleichstromeingang 1 1 a bis 1 1 c unmittelbar mit dem zugeordneten Teilgenerator 1 a bis 1 c verbunden ist. Bei einem Wechselrichter, der nicht nur einen internen MPP-Tracker, sondern mehrere, den einzelnen Gleichstromeingängen nachgeschaltete interne DC/DC-Wandler auf- weist, kann diese Information dazu genutzt werden, um die internen DC/DC- Wandler bedarfsweise zu aktivieren oder zu deaktivieren. Wird bei dem Verfahren festgestellt, dass einem der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c ein externer DC/DC- Wandler 2b, 2c zugeordnet ist, wird der entsprechende interne DC/DC-Wandler des Wechselrichters 10 deaktiviert, um doppelte Wandlerverluste auszuschlie- ßen. Dabei kann vorgesehen sein, den DC/DC-Wandler durch ein zusätzliches Schaltorgan mit geringem Durchgangswiderstand, beispielsweise ein Schütz oder einen geeigneten Halbleiterschalter zu überbrücken.
Fig. 3 zeigt eine zu Fig. 1 vergleichbare PV-Anlage, die insbesondere einen ebenfalls mit drei Gleichstromeingängen 1 1 a bis 1 1 c versehenen Wechselrichter 10 aufweist. Weiterhin sind hier ebenfalls drei Teilgeneratoren 1 a bis 1 c vorhanden. Im Unterschied zum Ausführungsbeispiel der Fig. 1 , ist vorliegend jedem der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c ein separater, externer DC/DC-Wandler 2a bis 2c nachgeschaltet.
Wie bereits zuvor erwähnt, kann bei Ausführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens vorgesehen sein, den internen MPP-Tracker dann nicht zu verwenden, wenn bei jedem der angeschlossenen Teilgeneratoren 1 a bis 1 c ein nachgeschalteter aktiver externer DC/DC-Wandler 2a bis 2c erkannt wird.
Wie nachfolgend anhand von Diagrammen in Fig. 4 erläutert wird, ist dabei das Aktiveren bzw. Deaktivieren des internen MPP-Trackers nicht zwingend statisch, sondern kann sich dynamisch während des Betriebs der PV-Anlage verändern.
Fig. 4 zeigt im Teilbild a die zeitliche Veränderung verschiedener relevanter Spannungen der PV-Anlage. Dazu ist auf der vertikalen Achse eines Koordinatensystems eine Spannung U in Abhängigkeit der auf der horizontalen Achse dargestellten Zeit t dargestellt. Zunächst sind die Zeitverläufe 22a bis 22c der Spannungen Ua, Ub, Uc der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c wiedergegeben. Die Spannungen sind über den betrachteten Zeitraum nicht konstant, sondern werden in einer für MPP-Nachführverfahren typischen Art und Weise dem optima- len Arbeitspunkt des PV-Generators nachgeführt. Weiter ist ein Spannungsverlauf 23 der Zwischenkreisspannung Uz wiedergeben.
In einem ersten Abschnitt des betrachteten Zeitraums bis zu einem Zeitpunkt t0 ist die Zwischenkreisspannung Uz konstant bei einer minimalen Zwischenkreis- Spannung U0. Diese Mindestspannung U0 wird im Zwischenkreis benötigt, damit die Wechselrichterstufe 14 einen zur Einspeisung geeigneten Wechselstrom bereitstellen kann. Die Mindestspannung U0 entspricht abhängig von der Topo- logie der Wechselrichterstufe im Wesentlichen der einfachen oder doppelten Netzkuppenspannung der Wechselspannung im Energieversorgungsnetz 4. Wie ein Vergleich der Kurvenverläufe 22a bis 22c mit dem Kurvenverlauf 23 der Zwischenkreisspannung Uz für t < t0 zeigt, sind die Spannungen an den Teilgeneratoren 1 a bis 1 c ausnahmslos kleiner als die mindestens erforderliche Zwischenkreisspannung U0. Entsprechend sind für alle drei Teilgeneratoren 1 a bis 1 c die zugeordneten DC/DC-Wandler 2a bis 2c aktiv, um die benötigte Zwi- schenkreisspannung Uz = U0 liefern zu können.
Im Teilbild b der Fig. 4 ist in ähnlicher Weise wie in Teilbild 2b die Zeitabhängigkeit der an den Gleichstromeingängen 1 1 a bis 1 1 c gemessenen Ströme la bis Ic in Form von Stromverläufen 21 a bis 21 c dargestellt. Für Zeiten t < t0 sind Stromrippel bei allen drei Strömen la bis Ic zu beobachten. Entsprechend ist der interne MPP-Tracker des Wechselrichters 10 inaktiv.
Wenn durch geänderte Einstrahlungsbedingungen zum Zeitpunkt t0 die Ausgangsspannung eines der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c, hier beispielhaft des Teil- generators 1 a, größer wird als die erforderliche Mindestspannung U0 im Zwischenkreis 13, schaltet sich entsprechend der DC/DC-Wandler 2a inaktiv. In den gemessenen Strömen la bis Ic zeigt sich dieses daran, dass der am Gleichstromeingang 1 1 a gemessene Strom la im Wesentlichen konstant wird und keinen Stromrippel mehr zeigt. Entsprechend dem zuvor geschilderten Verfahren wird beim Wechselrichter 10 nun der interne MPP-Tracker aktiviert, der damit die Einstellung des optimalen Arbeitspunkts für den Teilgenerator 1 a übernimmt. Daraus resultiert die für Zeiten t > t0 zu beobachtende stufenweise Variation der Zwischenkreisspannung Uz bei Werten Uz > U0.
Wenn die Zwischenkreisspannung Uz wieder auf den Wert U0 absinkt, weil die PV-Spannung Ua des Teilgenerators 1 a unter den Wert U0 abfällt (in den Diagrammen der Fig. 4 nicht dargestellt), wird sich umgekehrt der DC/DC-Wandler 2a aktivieren, was wiederum am Gleichstromeingang 1 1 a zu beobachtendem Stromrippel im Stromverlauf 21 a führt. Entsprechend wird der interne MPP- Tracker im Wechselrichter 10 deaktiviert.
Zur Detektion der Stromrippel können verschiedene Methoden verwendet wer- den. Beispielsweise kann eine Signalanalyse, zum Beispiel durch eine schnelle Fouriertransformation (FFT - fast fourier transform) verwendet werden. Diese ermöglicht es, von null verschiedene Frequenzkomponenten des Stromverlaufs als Indikator für das Vorliegen eines Stromrippeis auszuwerten. Eine weitere Möglichkeit, den Stromrippel zu detektieren, ist es, den gemessenen Strom la bis Ic einer Hochpassfilterung zu unterziehen. Das Ausgangssignal des Hochpassfilters geht gegen null, wenn dem entsprechenden Eingang 1 1 a bis 1 1 c kein aktiver externer DC/DC-Wandler vorgeschaltet ist.
Fig. 5 zeigt in wiederum vergleichbarer Weise wie Fig. 1 ein weiteres Ausfüh- rungsbeispiel einer PV-Anlage mit einem Wechselrichter zur Durchführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens.
Wiederum sind beispielhaft drei Teilgeneratoren 1 a bis 1 c vorgesehen, von denen zumindest einer, hier der Teilgenerator 1 a, nicht über einen externen DC/DC-Wandler mit dem Wechselrichter 10 verbunden ist. Im Unterschied zu den zuvor gezeigten Ausführungsbeispielen ist der Wechselrichter 10 hier mit nur einem Gleichstromeingang 1 1 ausgestattet. Die Teilgeneratoren 1 a bis 1 c sind am Ende ihrer Gleichstromleitungen 3a bis 3c parallel geschaltet und mit dem genannten Gleichstromeingang 1 1 des Wechselrichters 10 verbunden. Entsprechend weist der Wechselrichter auch nur ein Strommessmittel 12 auf, das geeignet ist, den Strom an dem einen Gleichstromeingang 1 1 zu messen. Fig. 6 zeigt in den Teilbildern a und b wiederum beispielhafte Leistungskurven für die Teilgeneratoren 1 a bis 1 c und die sich ergebenden Ströme la bis Ic in den Gleichstromleitungen 3a bis 3c. Die Fig. 6a und 6b entsprechen damit den Fig. 2a und 2b, mit dem Unterschied, dass die Ströme la bis Ic in den Gleichstromleitungen aus Fig. 3c hier nur zur Illustration des Verfahrens wiedergege- ben sind, aber vom Wechselrichter 10 nicht separat gemessen werden. Stattdessen steht dem Wechselrichter das im Teilbild 6c dargestellte Messsignal des Gesamtstroms I zur Verfügung, das von dem in diesem Sinne gemeinsamen Strommessmittel 12 gemessen wird. Im Teilbild c der Fig. 6 ist eine Stromverlaufskurve 21 des Gesamtstroms I beispielhaft wiedergegeben. Es zeigt sich, dass bei dieser Stromverlaufskurve 21 , bedingt durch die DC/DC-Wandler 2b und 2c, zwar auch ein Stromrippel zu beobachten ist, dass der Strom aufgrund des im Wesentlichen konstanten Teilstroms I des Teilgenerators 1 a zu keinem Zeitpunkt t einen Wert von null oder annähernd null einnimmt. Wäre dagegen jedem der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c ein in dem entsprechenden Betriebszustand aktiver externer DC/DC-Wandler zugeordnet, würde die beobachtete Variation des Stromrippeis ebenso groß werden, wie der beobachtete maximale Strom. Anders ausgedrückt würde zu zumindest bestimmten Zeitpunkten ein Gesamtstrom I beobachtet werden kön- nen, der bis auf null bzw. auf einen Wert nahe null zurückgeht. Auch über nur eine Strommessung ist somit eine Aussage möglich, ob zumindest einer der an den Wechselrichter 10 angeschlossenen Teilgeneratoren 1 a bis 1 c unmittelbar, d.h. ohne einen aktiv taktenden zwischengeschalteten externen DC/DC- Wandler 2a bis 2c an den Wechselrichter 10 angeschlossen ist. Eine Aussage darüber, welcher der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c unmittelbar angeschlossen ist, ist bei diesem Ausführungsbeispiel dagegen nicht möglich. Wie ein Vergleich der Stromverlaufskurven 21 b und 21 c in Fig. 6b zeigt, wurde bei der bisherigen Erläuterung dieses Ausführungsbeispiels davon ausgegangen, dass die Taktung von Schaltelementen innerhalb der DC/DC-Wandler 2b, 2c synchron erfolgt. Dieses kann beim Ausführungsbeispiel der Fig. 5 bei- spielsweise durch eine Synchronisationsleitung zwischen den DC/DC-Wandlern 2b, 2c erfolgen. Allerdings kann auch ohne Synchronisation der Schaltzeitpunkte das beschriebene Verfahren durchgeführt werden. Bei nicht miteinander synchronisierten DC/DC-Wandlern 2b, 2c ist davon auszugehen, dass die verwendeten Taktgeneratoren sich entweder in ihrer Frequenz und/oder ihrer Phasen- läge zumindest minimal unterscheiden. Wenn alle Teilgeneratoren 1 a bis 1 c nachgeschaltete DC/DC-Wandler 2a bis 2c aufweisen, wird sich nahezu unvermeidbar ein Zeitpunkt ergeben, zu dem jeder der Teilströme la bis Ic zum gleichen Zeitpunkt zu null wird. Damit ist auch der Gesamtstrom I zu zumindest einem Zeitpunkt gleich null. Wird eine solche Situation detektiert, kann ausge- schlössen werden, dass einer der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c unmittelbar an den Gleichstromeingang 1 1 angeschlossen ist, da der von einem solchen unmittelbar angeschlossenen Teilgenerator 1 a bis 1 c gelieferte Strom permanent größer null ist und entsprechend ein zu null werdender Gesamtstrom I nicht beobachtet werden kann. Gegebenenfalls ist bei einem solchen Verfahren, bei dem nicht synchronisierte DC/DC-Wandler eingesetzt werden, jedoch der Beobachtungszeitraum, für den auf ein eventuell bis auf den Wert null bzw. auf einen Wert annähernd gleich null abfallendes Gesamtstromsignal lg gewartet wird, bevor eine Aussage getroffen wird, zu verlängern. Ebenso wie im Zusammenhang mit Fig. 4 für das Ausführungsbeispiel von Fig. 3 gezeigt, kann auch in dem in Fig. 5 dargestellten Ausführungsbeispiel eine Aktivierung bzw. Deaktivierung des internen MPP-Trackers des Wechselrichters 10 dynamisch erfolgen. Wenn bei einer Konfiguration der PV-Anlage gemäß Fig. 5, in der alle Teilgeneratoren 1 a bis 1 c mit einem nachgeschalteten DC/DC-Wandler 2a bis 2c verbunden sind, sich zumindest einer der DC/DC- Wandler deaktiviert, da die vom entsprechenden Teilgenerator 1 a bis 1 c gelieferte Spannung bereits oberhalb der Mindestspannung U0 des Zwischenkreises 13 liegt, kann auch hier vorgesehen sein, den wechselrichterinternen MPP- Tracker in dieser Betriebssituation zu aktivieren und den Arbeitspunkt des oder der Teilgeneratoren 1 a bis 1 c, deren zugeordneter DC/DC-Wandler 2a bis 2c sich deaktiviert hat, zu übernehmen.
Bezuqszeichenliste
1 PV-Generator
1 a, 1 b, 1 c Teilgenerator
2a, 2b, 2c Gleichspannungswandler (DC/DC-Wandler)
3a, 3b, 3c Gleichstromleitung
4 Energieversorgungsnetz
10 Wechselrichter
1 1 Gleichstromeingang
1 1 a, 1 1 b, 1 1 c Gleichstromeingang
12 Strommessmittel
12a, 12b, 12c Strommessmittel
13 Zwischenkreiskondensator
14 Wechselrichterstufe (DC/AC-Wandler)
15 Wechselstromausgang
20a, 20b, 20c Leistungskurve
21 Zeitverlauf des Gesamtstroms I
21 a, 21 b, 21 c Zeitverläufe des Stroms la, Ib bzw. Ic
22a, 22b, 22c Zeitverläufe der PV-Spannungen Ua, Ub bzw. Uc
23 Zeitverlauf der Zwischenkreisspannung Uz
I Gesamtstrom
la, Ib, Ic Strom
Ua, Ub, Uc PV-Spannung
Uz Zwischenkreisspannung

Claims

Ansprüche
Verfahren zum Ermitteln eines Betriebszustands einer Photovoltaikanlage, wobei
die Photovoltaikanlage einen Photovoltaikgenerator (1) aufweist, der einen oder mehrere Teilgeneratoren (1a, 1b, 1c) umfasst, und jeder Teilgenerator (1a, 1b, 1c) über Gleichstromleitungen (3a, 3b, 3c) mit mindestens einem Gleichstromeingang (11, 11a, 11b, 11c) eines Wechselrichters (10) verbunden ist, wobei optional zwischen jedem der Teilgeneratoren (1a, 1b, 1c) und dem Gleichstromeingang (11, 11a, 11b, 11c) ein Gleichspannungswandler (2a, 2b, 2c) angeordnet sein kann,
mit den folgenden Schritten
Messen mindestens eines Zeitverlaufs (21, 21a, 21b, 21c) eines Stroms (I, la, Ib, Ic) an dem mindestens einen Gleichstromeingang (11, 11a, 11b, 11c), und
Feststellen, dass zumindest einem der Teilgeneratoren (1a, 1b, 1c) ein aktiv wandelnder Gleichspannungswandler (2a, 2b, 2c) nachgeschaltet ist, wenn der mindestens eine Zeitverlauf (21, 21a, 21b, 21c) einen Stromrippel aufweist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der mindestens eine Zeitverlauf (21, 21a, 21b, 21c) einer Fouriertransformation unterzogen wird, wobei aus dem Ergebnis der Fouriertransformation auf das Vorhandensein eines Stromrippeis geschlossen wird.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der mindestens eine Zeitverlauf (21, 21a, 21b, 21c) einer Hochpass-Filterung unterzogen wird, wobei aus dem Ergebnis der Hochpass-Filterung auf das Vorhandensein eines Stromrippeis geschlossen wird.
Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, bei dem auf das Vorhandensein eines Stromrippeis geschlossen wird, wenn eine Frequenzkomponente des Zeit- Verlaufs (21 , 21 a, 21 b, 21 c) bei einer von null verschiedenen Frequenz einen vorgegebenen Wert überschreitet.
5. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem der mindestens eine Zeitverlauf (21 , 21 a, 21 b, 21 c) im Hinblick auf einen innerhalb einer Beobachtungszeit angenommenen Mindestwert analysiert wird, wobei auf das Vorhandensein eines Stromrippeis geschlossen wird, wenn der Mindestwert einen vorgegebenen Wert unterschreitet.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem der Wechselrichter (10) einen internen MPP-Tracker aufweist, der eine Zwischenkreisspan- nung Uz an einem dem mindestens einen Gleichstromeingang (1 1 , 1 1 a, 1 1 b, 1 1 c) nachgeschalteten Zwischenkreis einstellt, wobei der interne MPP-Tracker aktiviert wird, wenn festgestellt wird, dass zumindest einem der Teilgeneratoren (1 a, 1 b, 1 c) kein aktiv wandelnder Gleichspannungswandler (2a, 2b, 2c) nachgeschaltet ist, und wobei der interne MPP- Tracker andernfalls deaktiviert wird.
7. Wechselrichter (10) für eine Photovoltaikanlage mit einem Photovoltaikgenerator (1 ), der einen oder mehrere Teilgeneratoren (1 a, 1 b, 1 c) umfasst, aufweisend
mindestens einen Gleichstromeingang (1 1 , 1 1 a, 1 1 b, 1 1 c) zum An- schluss der Teilgeneratoren (1 a, 1 b, 1 c) mit mindestens einem Strommessmittel (12, 12a, 12b, 12c) und
mindestens einen Wechselstromausgang (15) zur Verbindung mit einem Energieversorgungsnetz (4),
dadurch gekennzeichnet, dass der Wechselrichter (10) eine Auswerteeinheit aufweist, um eine Größe eines Stromrippeis auf einem von dem Strommessmittel (12, 12a, 12b, 12c) gemessenen Strom (I, la, Ib, Ic) zu ermitteln und auszuwerten, und die dazu eingerichtet ist, abhängig von der Größe des Stromrippeis einen internen MPP-Tracker, der eine Zwischen- kreisspannung (Uz) an einem zwischen dem mindestens einen Gleichstromeingang (1 1 , 1 1 a, 1 1 b, 1 1 c) und einer Wechselrichterstufe (14) angeordneten Zwischenkreis einstellt, zu aktivieren oder zu deaktivieren.
8. Wechselrichter (10) nach Anspruch 7, aufweisend mindestens zwei Gleichstromeingänge (11, 11a, 11b, 11c), wobei jedem der Gleichstromeingänge (11, 11a, 11b, 11c) ein Strommessmittel (12a, 12b, 12c) zugeordnet ist.
9. Wechselrichter (10) nach Anspruch 7, aufweisend mehrere Gleichstromeingänge (11, 11a, 11b, 11c), die im Wechselrichter (10) parallel geschaltet sind, wobei den parallel geschalteten Gleichstromeingänge (11, 11a, 11b, 11c) ein gemeinsames Strommessmittel (12) zugeordnet ist.
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