WO2015063098A1 - Wechselrichter und detektionsverfahren für einen wechselrichter zur erkennung eines netzfehlers - Google Patents

Wechselrichter und detektionsverfahren für einen wechselrichter zur erkennung eines netzfehlers Download PDF

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WO2015063098A1
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impedance
frt
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Stijn STEVENS
Vitali Sakschewski
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Sma Solar Technology Ag
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Definitions

  • the invention relates to a detection method for an inverter for detecting a network fault of a power supply network.
  • the invention further relates to an inverter for feeding electrical power into a power supply network, which is set up to carry out the method.
  • Inverters serve to convert direct current, for example generated by a photovoltaic generator (PV generator) of a photovoltaic system (PV system), into an alternating current suitable for feeding into a power supply network.
  • PV generator photovoltaic generator
  • PV system photovoltaic system
  • a previously practiced method for detecting and discriminating between a system disturbance to be passed through and an isolated grid situation is based on the attempt to actively influence the current in the energy supply network, for example to change the phase position of the current. Depending on the reaction of the energy supply network to this malfunction attempt can be concluded on one or the other state of the network.
  • a network fault condition in particular an isolated grid situation and / or a network fault to be passed through, in which no disturbing reaction to the power grid occurs.
  • a clear distinction should be made between an isolated grid situation in which the inverter should possibly be switched off and a grid fault that is to be traversed by the inverter.
  • a distinction between an island grid situation and an FRT situation thus takes place depending on the size of the real part and / or the imaginary part of the temporal change rate of the grid impedance and / or dependent on the grid impedance. gig on the size of the value of the rate of change of the absolute value of the network impedance.
  • the detection method when an upper limit value for the absolute value of the network impedance is exceeded, the presence of an isolated network situation is detected and signaled, and when an undershooting of a lower limit value for the absolute value of the network impedance an FRT situation is detected and signaled.
  • Detecting an island grid situation or an FRT situation can be done depending on the magnitude of the real part and / or the imaginary part of the rate of change of the network impedance and / or depending on the magnitude of the value of the rate of change of the absolute value of the grid impedance.
  • an off-grid situation or an FRT situation is recognized when an absolute value of the real part of the rate of change of the network impedance and / or the value of the rate of change of the absolute value of the network impedance is greater than a first predetermined limit value and / or Absolute value of the imaginary part of the temporal change rate of the network impedance is larger than a second predetermined limit value.
  • a stand-alone situation is detected and signaled when the real part of the rate of change of the network impedance and / or the value of the time rate of change of the absolute value of the network impedance is positive and an FRT situation is detected and signaled when the real part of the rate of change of time the network impedance and / or the value of the time rate of change of the absolute value of the network impedance is negative. It can thus be advantageously made on the basis of the determined network impedance or their rates of change concrete statements about the network state.
  • the determination of the network impedance and / or its rate of change and / or the rate of change of the absolute value of the network impedance is based on an evaluation of input variables which are filtered in advance by a bandpass filter and / or a bandstop filter. This is preferably done at a harmonic to the mains frequency of the power supply network and particularly preferably in the third harmonic. Further preferably, determination of the network impedance is based on an evaluation of variables that are filtered in advance in a first evaluation branch by a bandpass filter and in a second evaluation branch by a bandstop filter. Thus determined values for the network impedance are particularly meaningful with regard to the network condition.
  • the network impedance and / or its rate of change in time and / or the rate of change of the absolute value of the network impedance are determined by at least one observer, who simulates and observes a distance of an inverter coupled to the energy supply network.
  • the network impedance and / or its rate of change of time and / or the rate of change of the absolute value of the network impedance can also be determined in another way in order to carry out the method according to the invention.
  • an observer makes it possible to determine the variables mentioned to fast (in real time) and, in the selection of a suitable replica model, also in a precise and particularly effective way. A retroactive effect on the energy supply network is excluded.
  • An inventive inverter for feeding electrical energy into a power supply network is characterized by a detection device with a discriminator unit, wherein the discriminator unit is adapted to an absolute value and / or a real part and / or an imaginary part of a previously determined network impedance and / or its rate of change of time and / or a value of the rate of change of time To compare the absolute value of the network impedance with predetermined limits and to detect a network fault condition depending on the result of the comparison, with a distinction between a stand-alone situation and a FRT situation.
  • the discriminator unit is further configured to signal a detected off-grid situation or FRT situation as a network fault condition.
  • the operating state of the inverter depends on the signaled network fault state.
  • the inverter can thus react to detected network conditions and, for example, drive through a network fault or shut down if necessary.
  • the detection device has at least one observer for determining the network impedance and / or its time rate of change and / or the rate of change of the absolute value of the network impedance, which simulates a distance of the inverter and observed.
  • the reaction of the route for example a controlled system of the inverter, can be used indirectly to determine the network impedance.
  • FIG. 1 a schematic overview of a PV system with an inverter, which is suitable for carrying out a method according to the invention
  • FIG. 2 is a schematic representation of an observer for determining parameters of a power supply network in a first embodiment; 3a-d diagrams for illustrating the derivation of operating states of the energy supply network from the determined parameters of the energy supply network; 4a-d further diagrams for illustrating the derivation of operating states of the energy supply network from the determined parameters of the energy supply network;
  • 5a-c each show a schematic illustration of an embodiment of a discriminator unit for deriving the operating states of the energy supply network
  • 6a-g, 7a-g show further diagrams for illustrating the derivation of operating states of the energy supply network from the determined parameters of the energy supply network;
  • FIG. 8 is a schematic representation of another embodiment of a discriminator unit for deriving the operating states of the power supply network
  • FIG. 9a-c each show a schematic representation of an observer for determining parameters of a power supply network in a further embodiment.
  • 1 shows a block diagram of an overview diagram of a power generation plant for feeding into a power supply network.
  • the power generation plant is a PV system.
  • the PV system comprises a PV generator 1, which is symbolized here by way of example by the switching symbol of a single PV cell. It is understood that in a conversion of the illustrated PV system, the PV generator 1 may be formed by an interconnection of a plurality of PV modules, which in turn are constructed from individual PV cells.
  • the interconnection of the PV modules can in particular comprise a series connection, a so-called PV string.
  • the PV generator 1 is connected via DC lines 2 to a power part 1 1 of an inverter 10.
  • the power unit 1 1 has AC outputs, which are connected via a filter network 3 at a network connection point to a power grid 4.
  • the filter network 3 is used for signal shaping of the alternating current at the AC outputs of the power section 1 1 and is therefore also referred to below as the sine-wave filter 3.
  • the power supply network 4 is here exemplified three-phase, it is understood, however, that a different number of phases, such as a single-phase configuration of both the inverter 10 and the power grid 4 is possible.
  • impedances 4Z are shown, which symbolize the respective impedances of the corresponding phase of the power supply network 4, with which represent the individual phases relative to the inverter 10.
  • the impedance characterizes the state of the power supply network 4 significantly.
  • switching elements for example, separating elements, contactors
  • filters for example, filters, network monitoring devices and / or transformers
  • transformers may be provided on the DC and / or AC side of the inverter 10.
  • other components not shown may be provided, for example, one or more converter stages, intermediate circuits or optionally further transformers.
  • the control unit 1 2 voltage signals 1 3 and current signals 1 4 are supplied as input variables.
  • the voltage signals 1 3 and the current signals 1 4 are obtained at corresponding measuring points or with corresponding measuring sensors and / or measuring signal converters.
  • the voltage signal 1 3 is a mains voltage UG of the power supply network 4 again.
  • the current signal 1 4 represents a current flowing at the AC output of the power unit current l W R, which is hereinafter called inverter current l WR .
  • inverter voltage UWR the voltage at the output of the power section 1 1 of the inverter 1 0, hereinafter referred to as inverter voltage UWR
  • filter voltage UF the voltage within the sine filter
  • mains current l Called G mains current l Called G
  • 1 4 Based on the measured voltage and current signals 1 3, 1 4 generates the control device 1 2 control signals for the power section 1 1 of the inverter 1 0. With these control signals butterschaltele- elements in the power unit 1 1 are driven. Usually, their activation takes place via a pulse width modulation, for which reason the drive signals are referred to below as pulse width modulation (PWM) signals 15.
  • PWM pulse width modulation
  • the PV system further comprises a detection device 20, which serves to detect network faults.
  • the detection device 20 may be integrated in the inverter 10 or constructed as a separate unit and connected to the inverter.
  • the detection device 20 receives as input both the voltage signals 1 3 and the current signals 1 4, which are also input signals of the control device 1 2, as well as the PWM signals 1 5, the output signals of the control device 1 2. These input signals of the detection device 20 are processed in parallel in two branches, the following by the addition a and b are distinguished from each other at the reference numerals.
  • the input signals in each of the branches a, b are supplied to an amplifier 21a, 21b, where they are brought to suitable voltage values.
  • the amplifiers 21 a, 21 b are followed by filters 22 a, 22 b, wherein in the branch a a band pass filter as a filter 22 a and in the branch b a band-stop filter is used as a filter 22 b.
  • the thus prepared signals are each fed to an observer 23a, 23b.
  • the function and design of the observer will be explained in more detail below in connection with FIG.
  • Output quantities 24 of the two observers 23a, 23b are fed to a discriminator unit 25.
  • a network impedance Z and its rate of change dZ / dt are output by the two observers 23a, 23b as output variables 24. Their determination will be explained later in connection with FIG. 2.
  • the network impedance Z are output.
  • the discriminator unit 25 determines output signals 26 based on the outputs 24, which indicate whether there is a network error and whether this network error is one that should be traversed (FRT) or one that characterizes an off-grid situation.
  • the output signals 26 are supplied as control signals to the controller 12 of the inverter 10 so that the inverter can adequately respond to the detected network error. For example, it can be provided that the inverter is switched off when an isolated grid situation (AID) is detected. If so designed, it may also be provided that the inverter 10 switches to an island supply mode in which it supplies local consumers connected to it.
  • FIG. 2 shows the function of the observers 23a, 23b in a schematic diagram.
  • components of the branches a and b of FIG. 1 without the addition a or b are used, since the explanation of FIG Branch a as well as branch b refers.
  • the input variables of the detection device 20, specifically the current signals 14, the voltage signals 13 and the PWM signals 15 and the processing of these signals in the amplifier 21 and the filter 22 are shown again in the left part of FIG. In the right part of the figure, the observer 23 is shown in more detail.
  • the observer 23 includes a model 230 that depicts the observed real system, more specifically the observed distance.
  • the model in the figure is reproduced for only one of the network phases. It will be understood that in a multiphase real system, the model is also multi-phased.
  • the model is preferably implemented programmatically in a corresponding arithmetic unit (controller).
  • the model comprises a voltage source 231, which is followed by a sine filter 232 composed of inductors and a capacitor.
  • the voltage source 231 adjusts the function of the semiconductor output bridge of the power section 1 1 of the inverter 10.
  • the model shown here is one of possibly several ways to map the real route as well as possible. It understands itself that the mapping of the real route can also be done by other, possibly more complex models.
  • the observer 23 is designed as a Kalman filter.
  • the voltage source 231 (the power section of the inverter 10) is controlled by the PWM signal 15 in the model as well as in the real path.
  • the voltage signal 13 corresponding to the model based on the input signals is applied accordingly.
  • a modeled network impedance 4Z ' is arranged in the model, into which the unit of voltage source 231 and downstream sine-wave filter 232 feeds, just as the power unit 1 1 feeds into the power supply network 4 with the impedance 4Z.
  • a fictitious current measuring sensor is also arranged, which indicates the output current of the voltage source 231.
  • This output current is called modeled current signal 14 'since it corresponds to the current signal 14 of the real measurement path. All variables of the model 230 that can be measured or changed in this way are collectively referred to as state variables 233 of the model 230.
  • the modeled current signal 14 ' is derived from the model 230 and fed to a comparator 240.
  • the comparator 240 is likewise supplied with the current signal 14.
  • the two are compared with each other in size and further processed by a predetermined error function f (A).
  • the processed error signal between the measured current signal 14 and the modeled current signal 14 ' provides a measure of the goodness 241 of the model 230.
  • the calculated good 241 is communicated to a correction unit 234 which, based on predetermined functional relationships, corrects the variable state variables 233 of the model 230 such that an iterative adaptation of the model 230 is achieved, which leads to an improved or increased quality 241.
  • the error function f (A) is minimized.
  • model correction 235 shown as an arrow.
  • Those for comparison used state variables 233 are also referred to as tracking state variables.
  • model 230 describes the real distance sufficiently well.
  • State variables 233 of model 230 are then output as derived quantities 236.
  • the derived quantities 236 include the size of the modeled grid impedance 4Z ', which reflects the real grid impedance 4Z, hereinafter referred to as Z n .
  • Indirectly derived quantities 237 can again be determined from the derived quantities 236, in this case in particular the rate of change of time (derivative) of the network impedance Z, which is referred to below as dZ / dt.
  • the network impedance Z are present.
  • an exemplary actual structure of a region 40 is reproduced for the network impedance Z, which can be assigned to a normal operating state.
  • the possible values that the network impedance Z in the example of FIG. 1 can assume as one of the outputs 24 in the branch a or branch b are shown in the partial images a and b.
  • the indices "BP" and "BS" indicate the filter used, a band-pass filter as filter 21 a in branch a (BP) or a band-stop filter (BS) in branch b.
  • the regions 40 are shown superimposed with annular regions 30. It can be seen that the annular regions 30 shown in FIGS.
  • the network impedance Z is a complex-valued variable and is shown in the diagrams with their real part on the abscissa of a coordinate system and with its imaginary part on the ordinate. Since negative values of the real part of the impedance are not observed, the possible value range of the network impedance Z is limited to positive real parts. Within the valid value range, three different areas can be identified. In addition to a first, the normal operating state associated area 30, which is shown hatched in the figures, there exist a second area AID, which is associated with an isolated grid situation, and a third area FRT, which is assigned to a network fault to be passed.
  • the illustrated approximated areas 30 show examples of how discrimination by discriminator units 25 can occur. Knowing the shape of the actual areas 40, a correspondingly approximate area 30 may be used. However, it should be remembered that the energy supply network is a dynamic, changing system in which the transitions between the different network states can also change.
  • Fig. 4 illustrates in four part diagrams a to d the operation of the discriminator unit 25.
  • Input variables of the discriminator unit 25 are in the example of FIG. 1, the outputs 24 of the two branches a, b, which by using a bandpass filter in branch a and a band stop in branch b differ.
  • provided.
  • the first region 30 extends annularly for the network impedance Z, which means that with respect to the absolute value of the impedance Z, it has a lower limit value
  • the impedance Z is the absolute value of the impedance Z greater than the upper limit
  • each of the two network impedances Z B p and Z B s determined in different ways can be used to detect the state of the energy supply network.
  • the information obtained in different ways has a different weight in terms of their informative value. If an isolated grid situation is detected when using a bandpass filter (partial image a), this reliably excludes the presence of an FRT situation.
  • an FRT situation is detected in sub-screen a, it has a lower significance and can not reliably rule out the existence of an isolated grid situation.
  • a band-stop filter partial image b
  • the situation is exactly the opposite: If an isolated grid situation is detected, this indicates such a situation, but can not reliably rule out the existence of an FRT situation. If, on the other hand, an FRT situation is detected, this is clear and can rule out the existence of an isolated grid situation.
  • the partial images c and d it is shown in the same way as in the partial images a and b, which information about the operating state of the energy supply network can be obtained from the determined rates of change of the absolute value of the network impedance d
  • the field c represents the location for Using a bandpass filter (branch a) and the field d for the use of a band-stop filter (branch b).
  • / dt is a real-valued quantity. Slight, slow changes in the network impedance Z occur even in the normal operating state, wherein the complex vector of the network impedance Z in FIG. 4 a or FIG. 4 b remains within the first region 30. In the case of a network fault, on the other hand, there is a rapid, larger change in the network impedance Z, wherein the complex vector of the network impedance Z in FIG. 4 a or FIG. 4 b moves into the area AID in the case of a positive rate of change and, in the case of a negative rate of change. te in the area FRT.
  • a first region 31 in which a normal operating state of the energy supply network is present, a second region AID, in which an island grid situation exists, and a third area FRT in which an FRT situation exists.
  • the first region 31 is characterized by small values of the rate of change of the network impedance dZ / dt. For larger values, there is an isolated grid situation (with a positive rate of change) or an FRT situation (with a negative rate of change). The value of a rate of change of zero always lies within the first range 31, but not, as is the case for example in FIGS. 4c and 4d, necessarily in the middle of the range.
  • the basic behavior is similar for the use of a bandpass filter and bandstop filter.
  • the results have different informative value, depending on whether a bandpass filter or bandstop filter is used.
  • a bandpass filter partial image c
  • the detection of an isolated grid situation reliably excludes an FRT situation.
  • the detection of an FRT situation reliably excludes an isolated grid situation.
  • FIG. 5 shows three alternative embodiments of the discriminator unit 25 in three partial images a to c.
  • the discriminator unit 25 has comparators in each case 250 on which an array of logic devices 251 is connected downstream.
  • the determination of the operating states of the energy supply network 4 is based on annular regions 30 (compare FIGS. 4a, b).
  • FIG. 4 for the embodiments of the discriminator unit 25 in FIG. 5, initially only the absolute values (magnitudes)
  • / dt for determination a network state are used.
  • information about the rate of change of the network impedance in the two branches a and b is used to determine the network status. Accordingly, these outputs 24a and 24b are each fed to a comparator.
  • This comparator 250 determines in which of the three regions 31, AID, FRT the measured rate of change of the network impedance d
  • Outputs of the comparators 250 are set in accordance with the diagrams of Figs. 4c and 4d. If an isolated grid situation (area AID) is detected, the output marked “high” in FIG. 5a is set to a level of logic “1", while the output designated “low” is at a logic level “0". Conversely, when an FRT situation (area FRT) is detected, the output "low” is set to logic “1” and the output to "high” is set to logical "0". If a normal operating state is detected (area 31) both outputs "high” and “low” are set to logical "0".
  • the total of four outputs of the two comparators 250 are linked together in a network of the logic modules 251 such that two logic signals are again output as output signals 26 of the discriminator unit 25, indicating either the existence of an isolated grid situation or the presence of an FRT situation or if none of the outputs of the network is set from logic modules 251 indicate the presence of a normal operating state of the power grid 4.
  • the interconnection of the outputs of the comparators 250 takes into account the validity of the results of the individual comparator 250 according to the statements made in connection with FIG. 4.
  • a statement about the state of the power supply network 4 can be made if based on only one of the input variables 24a, 24b no statement would be possible, for example, because the corresponding input 24a, 24b in a range of values in which no corresponding statement can be made.
  • the network impedances Z B p and Z B s determined in different ways are processed as input variables 24a and 24b in an analogous manner as in the example of FIG. 5a.
  • the evaluation of the network impedances or the rates of change of the network impedances according to the diagrams of FIG. 4 by the discriminator unit 25 has hitherto been based on the network impedances Z and change rates of the network impedances dZ determined by means of the observers exemplified in FIG / dt, but is ultimately independent of the type of determination of network impedances or their rates of change.
  • the described method for detecting network faults and distinguishing between an isolated grid situation and an FRT situation can be carried out correspondingly together with any other method for determining the network impedances or their time change rates.
  • both the real and the imaginary part of the impedance Z are usually larger, i. H. the values of the rate of change dZ / dt lie within the I. quadrant of the coordinate system.
  • both the real and the imaginary part of the impedance Z are usually smaller, i. H. the values of the rate of change dZ / dt lie within the III. Quadrants of the coordinate system.
  • Figs. 6a and 7a by way of example actual structures areas are reproduced 41 for the rates of change of system impedances dZes / dt or dZ ß p / dt to be assigned by the network conditions.
  • these regions 41 are compared with differently sized approximated regions 31, which are rectangular.
  • these regions 41 are compared with different sized approximate regions 32 which are circular.
  • the partial images of FIGS. 6d and 6g or 7d and 7g finally show approximated first regions 33 which have a polygonal outline.
  • FIGS. 6 and 7 each again show a first region 41, 31, 32, 33, which is shown hatched and in which the values of the rates of change dZ / dt of the network impedance Z are in the normal operating state.
  • a second area AID in the first quadrant of the coordinate system, in which the values lie in the case of an isolated grid situation, and in III.
  • Quadrants a third area FRT, in which the values are in the event of a power failure to be passed through.
  • the first region 41, 31, 32, 33 in the II.
  • Quadrants of the coordinate system there is a fourth region UIC in which the values lie in the case of an undefined impedance change
  • the illustrated approximated regions 31, 32, 33 show examples of how discrimination by discriminator units 25 can occur. Knowing the shape of the actual areas 41, a correspondingly approximated area 31-33 may be used. In principle, an arbitrarily accurate approximation can be made, but it must be remembered that the energy supply network represents a dynamic, changing system in which the transitions between the different network states can also change. 8, a further embodiment of a discriminator unit 25 for determining the network status is shown schematically in a similar manner as in the partial images of FIG. In this embodiment, the output signals 24 are first decomposed in a block 252 into their real and imaginary parts, if the sizes are complex. These components are supplied separately to a comparator 250, which evaluates them.
  • threshold values for which the threshold value for the real part depends on the imaginary part For example, a polygonal first region 33 can be interrogated (compare FIGS. 6d, g and 7d, g). The results of the comparator 250 are combined in a logic unit 253 to finally output the present network state by output signals 26.
  • a further output signal 26 is output with a signal "UIC” in addition to the signals “FRT” and "AID.”
  • the signal “UIC” becomes active if one of the values of the change rates dZ / dt of the network impedance Z is in the fourth area UIC and not simultaneously the logic unit 253 has detected the presence of an island grid situation AID or a network fault to be passed through FRT.
  • the logic unit 253 may, for example, operate programmatically and / or use a look-up table or a neural network to determine the output signals 26 based on the results of the comparator 250. However, it can also be constructed analogously to FIG. 5 from an arrangement of logic modules 251.
  • FIG. 9 three further embodiments of an observer 23 for determining the network impedances or their rates of change are described in three partial images a to c, analogous to FIG.
  • the input voltage for the observer 23 is the voltage signal 13 representing the mains voltage UG at the grid connection point and the PWM signal 15.
  • the inverter current I WR representing current signal 14 was used.
  • FIG. 9a differs in that, instead of the current signal 14, which according to FIG. 1 represents the inverter current I WR , a current signal is used as a tracking variable, which represents the mains current l G.
  • FIGS. 9b to 9c differ in that, in addition to the inverter current I WR, further variables of the real path are used as tracked variables.
  • the input variables of the model 230 are represented by the reference numeral 20E and the tracked variables with the reference numeral 20 N.
  • the line current I G is used as a comparison criterion, and in the exemplary embodiment of FIG. 9c additionally the filter voltage U F.
  • the provision of further tracked quantities may result in faster and better convergence in the adaptation of the state variables 233 of the model 230.
  • the input variables and the tracked quantities of the model 230 need not necessarily be quantities measured on the real route, but may also be quantities detected in other ways.
  • the control unit 12 of the inverter 10 or another control device can be known in certain quantities without being explicitly measured.
  • quantities that are set by the inverter 10 to a predetermined value Assuming correct implementation of the specifications, the default value may be used instead of a measurement as the input or tracking variable of the model 230.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers in einem Energieversorgungsnetz (4) mit den folgenden Schritten: Ermitteln einer Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder einer zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) eines Absolutwertes der Netzimpedanz (Z); Vergleichen des Absolutwertes und/oder eines Realteils und/oder eines Imaginärteils der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) mit vorgegebenen Grenzwerten und Erkennen eines Netzfehlerzustands abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs, wobei zwischen einer Inselnetz-Situation (AID) und einer FRT-Situation (FRT) unterschieden wird, und Signalisieren einer vorliegenden Inselnetz-Situation (AID) oder FRT-Situation (FRT) als Netzfehlerzustand. Die Erfindung betrifft weiterhin einen zur Durchführung des Verfahrens eingerichteten Wechselrichter (10).

Description

Wechselrichter und Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers
Die Erfindung betrifft ein Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Er- kennung eines Netzfehlers eines Energieversorgungsnetzes. Die Erfindung betrifft weiterhin einen Wechselrichter zur Einspeisung von elektrischer Leistung in ein Energieversorgungsnetz, der zur Durchführung des Verfahrens eingerichtet ist. Wechselrichter dienen der Umwandlung von Gleichstrom, beispielsweise erzeugt von einem Photovoltaikgenerator (PV-Generator) einer Photovoltaikanlage (PV-Anlage), in einen zur Einspeisung in ein Energieversorgungsnetz geeigneten Wechselstrom. Angesichts der zunehmenden Verbreitung von regenerativen Energieerzeugungsanlagen, insbesondere PV-Anlagen, steigen die Anforderung der Energieversorgungsunternehmen an die Funktionalität des Wechselrichters, insbesondere im Hinblick auf netzstützende Funktion. Seitens der Betreiber der Energieversorgungsnetze besteht häufig die in den sogenannten Netzanschlussrichtlinien (Grid Code) spezifizierte Anforderung, dass regenerative Energieerzeugungsanlagen bei Netzstörung, zum Bei- spiel bei Spannungseinbrüchen, nicht wie in der Vergangenheit üblich abgeschaltet werden, sondern in der Lage sein müssen, die Netzstörung zu durchfahren (Fault-Ride-Through - FRT). Auf diese Weise kann zum einen am Ende der Netzstörung möglichst unmittelbar wieder Leistung in das Energieversorgungsnetz eingespeist werden und zum anderen kann während des Netzfehlers durch Einspeisung von Blindstrom das Energieversorgungsnetz bezüglich seiner Spannung gestützt werden. Ein Netzfehler liegt beispielsweise vor, wenn die Amplitude oder der Effektivwert einer einphasigen Netzspannung unterhalb eines Mindestwertes liegt. Bei mehrphasigen Energieversorgungsnetzen kann eine analoge Definition zum Beispiel anhand der Amplitudenmittelwerte der ein- zelnen Phasen erfolgen. Aufgrund der in einem solchen Fall deutlich reduzierten Netzspannung ist zur Erzeugung des geforderten Blind- und/oder Wirkstroms nur eine kleine effektive Ausgangsspannung der Wechselrichter notwendig. Von einem eher kurzzeitigen Netzfehler, der zur Stützung des Netzes durchfahren werden soll (FRT) ist ein solcher Netzfehler zu unterscheiden, der zu der Bildung einer Inselnetzsituation für die PV-Anlage führt. Eine solche Inselnetzsituation zeichnet sich durch einen vollständigen oder weitestgehend vollständi- gen Ausfall des Energieversorgungsnetzes aus. In einer solchen Situation ist z. B. aus Gründen des Personenschutzes üblicherweise eine Abschaltung der PV-Anlage vorgesehen. Falls die PV-Anlage und insbesondere ihr Wechselrichter dazu eingerichtet sind, kann alternativ auch eine Versorgung der mit dem Wechselrichter verbundenen lokalen Verbraucher erfolgen.
Eine bislang praktizierte Methode zur Erkennung von und Diskriminierung zwischen einer zu durchfahrenden Netzstörung und einer Inselnetzsituation beruht beispielsweise auf dem Versuch, den Strom im Energieversorgungsnetz aktiv zu beeinflussen, beispielsweise die Phasenlage des Stroms zu verändern. Je nach Reaktion des Energieversorgungsnetzes auf diesen Störungsversuch kann auf den einen oder anderen Zustand des Netzes geschlossen werden.
Aus der Druckschrift US 2013/0155734 A1 ist zudem ein Verfahren bekannt, bei dem verschiedene gemessene elektrische Parameter eines Energieversor- gungsnetzes herangezogen werden, um zu ermitteln, ob möglicherweise eine Inselnetzsituation des Energieversorgungsnetzes vorliegt. Als in Frage kommende Parameter werden eine im Energieversorgungsnetz gemessene Spannung, ein Strom, eine Frequenz oder eine Impedanz genannt. Falls eine mögliche Inselnetzsituation vorliegt, wird eine Einspeisung von Wirk- und/oder Blind- leistung in das Energieversorgungsnetz erhöht, um dann anhand einer erneuten Messung einer oder mehrerer der genannten Parameter die Prognose der ersten Messung zu überprüfen.
Mit der zunehmenden Verbreitung von einspeisenden PV-Anlagen in Energie- Versorgungsnetzen stoßen diese Methoden, wie auch andere aktive Methoden der Inselnetzerkennung, an ihre Grenzen. Grund ist, dass die Wechselrichter sich gegenseitig mit ihren Inselnetzerkennungsverfahren stören und diese Ver- fahren zunehmend zu unzuverlässigen Ergebnissen oder einem instabilen Betriebszustand führen.
Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein alternatives Verfah- ren zur Erkennung eines Netzfehlerzustandes, insbesondere einer Inselnetzsituation und/oder einer zu durchfahrenden Netzstörung zu schaffen, bei der keine störende Rückwirkung auf das Energieversorgungsnetz eintritt. Zudem soll deutlich wischen einer Inselnetzsituation, in der der Wechselrichter gegebenenfalls abgeschaltet werden soll, und einem Netzfehler, der vom Wechselrichter durchfahren werden soll, unterschieden werden.
Diese Aufgabe wird durch ein Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers und einen zur Durchführung dieses Verfahrens geeigneten Wechselrichter mit den jeweiligen Merkmalen der unabhängigen Ansprüche gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
Ein erfindungsgemäßes Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers in einem Energieversorgungsnetz weist die folgen- den Schritte auf: Es wird eine Netzimpedanz und/oder ihre zeitliche Änderungsrate und/oder einer zeitliche Änderungsrate eines Absolutwertes der Netzimpedanz ermittelt und der Absolutwert und/oder ein Realteil und/oder ein Imaginärteil der Netzimpedanz und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate und/oder der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz mit vorgegebenen Grenzwerten verglichen. Abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs wird ein Netzfehlerzustand erkannt, wobei zwischen einer Inselnetz- Situation und einer FRT-Situation unterschieden wird. Schließlich wird eine vorliegende Inselnetz-Situation oder eine FRT-Situation als Netzfehlerzustand signalisiert.
Eine Unterscheidung zwischen einer Inselnetz-Situation und einer FRT- Situation erfolgt somit abhängig von der Größe des Realteils und/oder des Imaginärteils der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz und/oder abhän- gig von der Größe des Wertes der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz. Durch die Ermittlung der Netzimpedanz bzw. ihrer Änderungsrate kann von dem Anschlusspunkt des Wechselrichters aus auf den Netzzustand und damit auch einen Netzfehlerzustand geschlossen werden. Die Ermittlung der Netzimpedanz hat dabei keine Rückwirkungen auf das Energieversorgungsnetz und ermöglicht eine Unterscheidung zwischen einer Inselnetz- Situation und einer FRT-Situation.
Gemäß einer vorteilhaften Ausgestaltung des Detektionsverfahrens wird bei Überschreiten eines oberen Grenzwertes für den Absolutwert der Netzimpedanz das Vorliegen einer Inselnetz-Situation erkannt und signalisiert, und bei Unterschreiten eines unteren Grenzwertes für den Absolutwert der Netzimpedanz eine FRT-Situation erkannt und signalisiert. Ein Erkennen einer Inselnetz-Situation oder eine FRT-Situation kann abhängig von der Größe des Realteils und/oder des Imaginärteils der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz und/oder abhängig von der Größe des Wertes der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz erfolgen. In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung wird eine Inselnetz-Situation oder eine FRT-Situation erkannt, wenn ein Absolutwert des Realteils der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz größer als ein erster vorgegebener Grenzwert ist und/oder ein Absolutwert des Imaginärteils der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz größer als ein zweiter vorgegebener Grenzwert ist.
In einer weiteren Ausgestaltung wird eine Inselnetz-Situation erkannt und signalisiert, wenn der Realteil der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz positiv ist und eine FRT-Situation erkannt und signalisiert, wenn der Realteil der zeitlichen Änderungsrate der Netzimpedanz und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz negativ ist. Es können somit vorteilhaft anhand der ermittelten Netzimpedanz bzw. deren Änderungsraten konkrete Aussagen über den Netzzustand getroffen werden. In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Detektionsverfahrens basiert das Ermitteln der Netzimpedanz und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate und/oder der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz auf einer Auswertung von Eingangsgrößen, die vorab durch einen Bandpassfilter und/oder einen Bandsperren-Filter gefiltert werden. Bevorzugt geschieht das bei einer Harmonischen zu der Netzfrequenz des Energieversorgungsnetzes und besonders bevorzugt bei der dritten Harmonischen. Weiter bevorzugt basiert Ermittlung der Netzimpedanz auf einer Auswertung von Größen, die vorab in einem ersten Auswertezweig durch einen Bandpassfilter und in einem zweiten Auswertezweig durch einen Bandsperren-Filter gefiltert werden. So ermittelte Werte für die Netzimpedanz sind im Hinblick auf den Netzzustand besonders aussagekräftig.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Detektionsverfahrens werden die Netzimpedanz und/oder ihre zeitliche Änderungsrate und/oder die zeitliche Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz durch mindestens einen Beobachter ermittelt, der eine Strecke eines an das Energieversorgungsnetz angekoppelten Wechselrichters nachbildet und beobachtet. Grundsätzlich können die Netzimpedanz und/oder ihre zeitliche Änderungsrate und/oder die zeitliche Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz auch auf andere Weise bestimmt werden, um das erfindungsgemäße Verfahren durchzuführen. Ein Beobachter ermöglicht die Ermittlung der genannten Größen jedoch auf schnelle (in Realzeit) und, bei Auswahl eines geeigneten Nachbildungsmodells, auch auf genaue und besonders effektive Art. Eine Rückwirkung auf das Energieversorgungsnetz ist dabei ausgeschlossen.
Ein erfindungsgemäßer Wechselrichter zur Einspeisung von elektrischer Energie in ein Energieversorgungsnetz zeichnet sich durch eine Detektionsvorrich- tung mit einer Diskriminator-Einheit aus, wobei die Diskriminator-Einheit dazu eingerichtet ist, einen Absolutwert und/oder einen Realteil und/oder einen Imaginärteil einer zuvor ermittelten Netzimpedanz und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate und/oder einen Wert der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz mit vorgegebenen Grenzwerten zu vergleichen und einen Netzfehlerzustand abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs zu erkennen, wobei zwischen einer Inselnetz-Situation und einer FRT-Situation unterschieden wird. Die Diskriminator-Einheit ist weiter dazu eingerichtet, eine erkannte Inselnetz-Situation oder FRT-Situation als Netzfehlerzustand zu signalisieren. Es ergeben sich die im Zusammenhang mit dem Detektionsverfahren beschriebenen Vorteile.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung hängt der Betriebszustand des Wechsel- richters von dem signalisierten Netzfehlerzustand ab. Der Wechselrichter kann so auf erkannte Netzzustände reagieren und beispielsweise einen Netzfehler durchfahren oder sich ggf. abschalten.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung weist die Detektionsvorrichtung mindestens einen Beobachter zur Ermittlung der Netzimpedanz und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate und/oder der zeitlichen Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz auf, der eine Strecke des Wechselrichters nachbildet und beobachtet. So kann die Reaktion der Strecke, beispielsweise einer Regelstrecke des Wechselrichters, indirekt zur Ermittlung der Netzimpe- danz herangezogen werden.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen mithilfe von Figuren näher erläutert. Die Figuren zeigen: Fig. 1 eine schematische Übersichtsdarstellung einer PV-Anlage mit einem Wechselrichter, der zur Ausführung eines erfindungsgemäßen Verfahrens geeignet ist;
Fig. 2 eine schematische Darstellung eines Beobachters zur Bestimmung von Parametern eines Energieversorgungsnetzes in einer ersten Ausgestaltung; Fig. 3a-d Diagramme zur Illustration der Ableitung von Betriebszu- ständen des Energieversorgungsnetzes aus den ermittelten Parametern des Energieversorgungsnetzes; Fig. 4a-d weitere Diagramme zur Illustration der Ableitung von Be- triebszuständen des Energieversorgungsnetzes aus den ermittelten Parametern des Energieversorgungsnetzes;
Fig. 5a-c jeweils eine schematische Darstellung einer Ausgestaltung einer Diskriminator-Einheit zur Ableitung der Betriebszu- stände des Energieversorgungsnetzes;
Fig. 6a-g, 7a-g weitere Diagramme zur Illustration der Ableitung von Be- triebszuständen des Energieversorgungsnetzes aus den ermittelten Parametern des Energieversorgungsnetzes;
Fig. 8 eine schematische Darstellung einer weiteren Ausgestaltung einer Diskriminator-Einheit zur Ableitung der Betriebs- zustände des Energieversorgungsnetzes und
Fig. 9a-c jeweils eine schematische Darstellung eines Beobachters zur Bestimmung von Parametern eines Energieversorgungsnetzes in einer weiteren Ausgestaltung. Fig. 1 zeigt in einem Blockschaltbild ein Übersichtsdiagramm einer Energieerzeugungsanlage zur Einspeisung in ein Energieversorgungsnetz. Im dargestellten Beispiel ist die Energieerzeugungsanlage eine PV-Anlage. Das anmeldungsgemäße Verfahren und der anmeldungsgemäße Wechselrichter können jedoch auch in einer anderen Energieerzeugungsanlage, beispielsweise einer Windenergieanlage oder einer Anlage mit Batteriespeichern oder Brennstoffzellen eingesetzt werden. Die PV-Anlage umfasst einen PV-Generator 1 , der hier beispielhaft durch das Schaltzeichen einer einzelnen PV-Zelle symbolisiert ist. Es versteht sich, dass in einer Umsetzung der dargestellten PV-Anlage der PV-Generator 1 durch eine Zusammenschaltung einer Vielzahl von PV-Modulen gebildet sein kann, die wiederum aus einzelnen PV-Zellen aufgebaut sind. Die Zusammenschaltung der PV-Module kann dabei insbesondere eine Serienverschaltung, einen sogenannten PV-String, umfassen.
Der PV-Generator 1 ist über Gleichstromleitungen 2 mit einem Leistungsteil 1 1 eines Wechselrichters 10 verbunden. Das Leistungsteil 1 1 weist Wechselstromausgänge auf, die über ein Filternetzwerk 3 an einem Netzanschlusspunkt an ein Energieversorgungsnetz 4 angeschlossen sind. Das Filternetzwerk 3 dient der Signalformung des Wechselstroms an den Wechselstromausgängen des Leistungsteils 1 1 und wird daher im Folgenden auch als Sinusfilter 3 be- zeichnet. Das Energieversorgungsnetz 4 ist hier beispielhaft dreiphasig ausgeführt, es versteht sich jedoch, dass auch eine andere Anzahl von Phasen, beispielsweise eine einphasige Ausgestaltung sowohl des Wechselrichters 10 als auch des Energieversorgungsnetzes 4 möglich ist. In den Leitungen zum Energieversorgungsnetz 4 sind Impedanzen 4Z eingezeichnet, die die jeweiligen Impedanzen der entsprechenden Phase des Energieversorgungsnetzes 4 symbolisieren, mit denen sich die einzelnen Phasen gegenüber dem Wechselrichter 10 darstellen. Die Impedanz charakterisiert dabei den Zustand des Energieversorgungsnetzes 4 maßgeblich. Es wird angemerkt, dass in der Fig. 1 lediglich im Rahmen der Anmeldung wesentliche Elemente der PV-Anlage gezeigt sind. So können auf der Gleich- und/oder Wechselstromseite des Wechselrichters 10 beispielsweise nicht dargestellte Schaltorgane (zum Beispiel Trennelemente, Schütze), Filter, Netzüberwachungseinrichtungen und/oder Transformatoren vorgesehen sein. In dem Leistungsteil 1 1 können ebenfalls weitere nicht dargestellte Komponenten vorgesehen sein, beispielsweise ein oder mehrere Wandlerstufen, Zwischenkreise oder auch gegebenenfalls weitere Transformatoren. Neben dem Leistungsteil 1 1 weist der Wechselrichter 1 0 eine Regeleinheit 1 2 auf. Der Regeleinheit 1 2 werden Spannungssignale 1 3 und Stromsignale 1 4 als Eingangsgrößen zugeführt. Die Spannungssignale 1 3 und die Stromsignale 1 4 werden an entsprechenden Messstellen bzw. mit entsprechenden Messsenso- ren und/oder Messsignalwandlern gewonnen. Das Spannungssignal 1 3 gibt eine Netzspannung UG des Energieversorgungsnetzes 4 wieder. Das Stromsignal 1 4 repräsentiert einen am Wechselstromausgang des Leistungsteils fließenden Strom lWR, der nachfolgend Wechselrichterstrom lWR genannt wird. Weitere im Folgenden relevante Größen sind die Spannung am Ausgang des Leis- tungsteils 1 1 des Wechselrichters 1 0, nachfolgend als Wechselrichterspannung UWR bezeichnet, die Spannung innerhalb des Sinusfilters, nachfolgend Filterspannung UF genannt, und der in das Energieversorgungsnetz 4 fließende Strom, nachfolgend Netzstrom lG genannt. Es versteht sich, dass diese Größen entsprechend der Anzahl der Phasen des Wechselrichters 1 0 vektorielle Grö- ßen mit mehreren Komponenten sein können.
Basierend auf den gemessenen Spannungs- und Stromsignalen 1 3, 1 4 generiert die Regeleinrichtung 1 2 Ansteuersignale für den Leistungsteil 1 1 des Wechselrichters 1 0. Mit diesen Ansteuersignalen werden Leistungsschaltele- mente im Leistungsteil 1 1 angesteuert. Üblicherweise erfolgt deren Ansteue- rung über eine Pulsweitenmodulation, weswegen im Folgenden die Ansteuersignale als Pulsweitenmodulations-(PWM) Signale 1 5 bezeichnet werden.
Die PV-Anlage umfasst weiterhin eine Detektionsvorrichtung 20, die der Erken- nung von Netzfehlern dient. Die Detektionsvorrichtung 20 kann im Wechselrichter 1 0 integriert sein oder als eine separate Einheit aufgebaut und mit dem Wechselrichter verbunden sein.
Die Detektionsvorrichtung 20 erhält als Eingangssignal sowohl die Spannungs- Signale 1 3 und die Stromsignale 1 4, die auch Eingangssignale der Regeleinrichtung 1 2 sind, als auch die PWM-Signale 1 5, die Ausgangssignale der Regeleinrichtung 1 2 sind. Diese Eingangssignale der Detektionsvorrichtung 20 werden parallel in zwei Zweigen verarbeitet, die nachfolgend durch den Zusatz a bzw. b bei den Bezugszeichen voneinander unterschieden werden. Zunächst werden die Eingangssignale in jedem der Zweige a, b einem Verstärker 21 a, 21 b zugeführt, wo sie auf geeignete Spannungswerte gebracht werden. Den Verstärkern 21 a, 21 b sind Filter 22a, 22b nachgeschaltet, wobei im Zweig a ein Bandpassfilter als Filter 22a und im Zweig b eine Bandsperre als Filter 22b verwendet wird.
Die so vorbereiteten Signale werden jeweils einem Beobachter 23a, 23b zugeführt. Die Funktion und die Ausgestaltung des Beobachters werden nachfolgend im Zusammenhang mit Fig. 2 näher erläutert. Ausgangsgrößen 24 der beiden Beobachter 23a, 23b werden einer Diskriminator-Einheit 25 zugeführt. Als Ausgangsgrößen 24 werden vorliegend insbesondere eine Netzimpedanz Z und deren zeitliche Änderungsrate dZ/dt von den beiden Beobachtern 23a, 23b ausgegeben. Deren Ermittlung wird später im Zusammenhang mit Fig. 2 näher erläutert. Obwohl in Fig. 1 nicht ausdrücklich dargestellt, können als Ausgangsgrößen 24 auch ein Absolutwert |Z| der Netzimpedanz Z und eine zeitliche Änderungsrate d|Z|/dt des Absolutwertes |Z| der Netzimpedanz Z ausgegeben werden. Die Diskriminator-Einheit 25 ermittelt basierend auf den Ausgangsgrößen 24 Ausgangssignale 26, die angeben, ob ein Netzfehler vorliegt und ob dieser Netzfehler ein solcher ist, der durchfahren werden sollte (FRT) oder ein solcher, der eine Inselnetzsituation charakterisiert. Die Ausgangssignale 26 werden als Steuersignale der Regeleinrichtung 12 des Wechselrichters 10 zugeführt, damit der Wechselrichter adäquat auf den detektierten Netzfehler reagieren kann. Beispielsweise kann vorgesehen sein, dass der Wechselrichter bei Erkennen einer Inselnetzsituation (AID) abgeschaltet wird. Falls dafür ausgelegt, kann auch vorgesehen sein, dass der Wechselrichter 10 in einen Inselversorgungsmodus schaltet, in dem er mit ihm verbundene lokale Verbraucher versorgt. Wird von der Diskriminator-Einheit 25 durch die Ausgangssignale 26 ein zu durchfahrender Netzfehler signalisiert (FRT), wird der Wechselrichter 10 entsprechend so angesteuert, das er das Energieversorgungsnetz 4 stützen kann, beispielsweise durch Einspeisung von Blindstrom und/oder Blindleistung. Fig. 2 stellt die Funktion der Beobachter 23a, 23b in einem schematischen Diagramm dar. Im Folgenden werden Komponenten der Zweige a und b der Fig. 1 ohne den Zusatz a bzw. b verwendet, da sich die Erklärung der Fig. 2 sowohl auf den Zweig a als auch auf den Zweig b bezieht.
Zunächst sind im linken Teil der Fig. 2 nochmals die Eingangsgrößen der De- tektionsvorrichtung 20, konkret die Stromsignale 14, die Spannungssignale 13 und die PWM-Signale 15 sowie die Aufarbeitung dieser Signale im Verstärker 21 und dem Filter 22 wiedergegeben. Im rechten Teil der Figur ist der Beobachter 23 detaillierter dargestellt.
Der Beobachter 23 umfasst ein Modell 230, das das beobachtete reale System, genauer die beobachtete Strecke, abbildet. Der einfacheren Darstellung halber ist das Modell in der Figur nur für eine der Netzphasen wiedergegeben. Es versteht sich, dass bei einem mehrphasigen realen System auch das Modell mehrphasig ausgeführt ist. Bevorzugt ist das Modell programmtechnisch in einer entsprechenden Recheneinheit (Controller) implementiert. Das Modell umfasst vorliegend eine Spannungsquelle 231 , der ein Sinusfilter 232, aufgebaut aus Induktivitäten und einer Kapazität, nachgeschaltet ist. Die Spannungsquelle 231 stellt die Funktion der Halbleiter-Ausgangsbrücke des Leistungsteils 1 1 des Wechselrichters 10 nach. Ihr Ausgang wird auf den Sinusfilter 232 geführt, der in gleicher Form ebenfalls im Leistungsteil 1 1 des Wechselrichters 10 vorhanden ist und einer Signalformung zu einem sinusförmigen Ausgangsstromverlauf dient. Die zu dem realen System korrespondierenden Spannungen und Ströme (Wechselrichterspannung UWR, Filterspannung UF, Netzspannung UG, Wechselrichterstrom IWR, Netzstrom lG) sind im Modell ebenfalls eingezeichnet und durch einen hinzugefügten Stern (*) gekennzeichnet. Für die Netzspannung gilt dabei U*G=Ug, da diese Größe als Messgröße vorgegeben ist und sie im Modell nicht nachgeführt wird.
Es wird angemerkt, dass das hier gezeigte Modell eine von ggf. mehreren Möglichkeit darstellt, um die reale Strecke möglichst gut abzubilden. Es versteht sich, dass die Abbildung der realen Strecke auch durch andere, ggf. komplexere Modelle erfolgen kann. In einer bevorzugten Ausgestaltung ist der Beobachter 23 als ein Kaiman-Filter ausgeführt. Angesteuert wird im Modell wie in der realen Strecke die Spannungsquelle 231 (der Leistungsteil des Wechselrichters 10) von dem PWM-Signal 15. Am Ausgang des Sinusfilters 232 liegt entsprechend das Spannungssignal 13 an, das dem Modell aufgrund der Eingangssignale vorgegeben ist. Weiter ist im Modell eine modellierte Netzimpedanz 4Z' angeordnet, in die die Einheit aus Spannungsquelle 231 und nachgeschaltetem Sinusfilter 232 einspeist, ebenso wie der Leistungsteil 1 1 in das Energieversorgungsnetz 4 mit der Impedanz 4Z einspeist. In dem Modell ist weiterhin ein fiktiver Strommesssensor angeordnet, der den Ausgangsstrom der Spannungsquelle 231 angibt. Die- ser Ausgangsstrom wird modelliertes Stromsignal 14' genannt, da er dem Stromsignal 14 der realen Messstrecke entspricht. Alle auf diese Weise messbaren oder veränderbaren Größen des Modells 230 werden zusammenfassend als Zustandsgrößen 233 des Modells 230 bezeichnet. Das modellierte Stromsignal 14' wird aus dem Modell 230 abgeleitet einem Vergleicher 240 zugeführt. Dem Vergleicher 240 wird ebenfalls das Stromsignal 14 zugeführt. Die beiden werden in ihrer Größe miteinander verglichen und durch eine vorgegebene Fehlerfunktion f(A) weiterverarbeitet. Das verarbeitete Fehlersignal zwischen dem gemessenem Stromsignal 14 und dem modellierten Stromsignal 14' stellt ein Maß für die Güte 241 des Modells 230 dar. Die berechnete Güte 241 wird einer Korrektureinheit 234 übermittelt, die basierend auf vorgegebenen Funktionszusammenhängen eine Korrektur der veränderbaren Zustandsgrößen 233 des Modells 230 derart vornimmt, dass iterativ eine Anpassung des Modells 230 erzielt wird, die zu einer verbesserten oder erhöhten Güte 241 führt. Umgekehrt ausgedrückt wird die Fehlerfunktion f(A) minimiert.
Die Rückwirkung auf die Zustandsgrößen des Modells wird durch eine als Pfeil dargestellte Modellkorrektur 235 symbolisiert. Diejenigen der zum Vergleich verwendeten Zustandsgrößen 233 werden auch als nachgeführte Zustandsgrö- ßen bezeichnet.
Wenn eine vorgegebene Güte 241 erreicht ist oder die Güte 241 sich nicht wei- ter erhöht, wird davon ausgegangen, dass das Modell 230 die reale Strecke hinreichend gut beschreibt. Die Zustandsgrößen 233 des Modells 230 werden dann als abgeleitete Größen 236 ausgegeben. Insbesondere gehört zu den abgeleiteten Größen 236 die Größe der modellierten Netzimpedanz 4Z', die die reale Netzimpedanz 4Z widerspiegelt, und die nachfolgend als Zn bezeichnet wird. Aus den abgeleiteten Größen 236 können wiederum indirekt abgeleitete Größen 237 bestimmt werden, vorliegend insbesondere die zeitliche Änderungsrate (Ableitung) der Netzimpedanz Z, die nachfolgend als dZ/dt bezeichnet wird. Obwohl in Fig. 2 nicht ausdrücklich dargestellt, können auch hier als Ausgangsgrößen 24 der Absolutwert |Z| der Netzimpedanz Z und die zeitliche Än- derungsrate d|Z|/dt des Absolutwertes |Z| der Netzimpedanz Z vorliegen.
Mit dem vorgestellten Beobachter 23 ist es also möglich, Netzgrößen wie die Netzimpedanz Z und deren zeitliche Änderungsrate dZ/dt aufgrund des Verhaltens der realen Strecke nachzubilden, ohne dass eine aktive Störung des Ener- gieversorgungsnetzes 4 erfolgt.
In den Teilbildern a und b der Fig. 3 ist für die Netzimpedanz Z eine beispielhafte tatsächliche Struktur eines Bereichs 40 wiedergegeben, der einem Normal- betriebszustand zugeordnet werden kann. Die möglichen Werte, die die Netz- impedanz Z im Beispiel der Fig. 1 als eine der Ausgangsgrößen 24 im Zweig a bzw. Zweig b annehmen kann, sind in den Teilbildern a und b dargestellt. Die Indizes„BP" und„BS" deuten auf den verwendeten Filter, einen Bandpassfilter als Filter 21 a im Zweig a (BP) bzw. eine Bandsperre (BS) im Zweig b hin. In den Teilbildern c und d sind den Bereichen 40 kreisringförmige Bereiche 30 überlagert dargestellt. Es ist ersichtlich, dass die in den Fig. 3c und d angegebenen kreisringförmigen Bereiche 30 gute Näherungen für die tatsächliche Form der Bereiche 40 darstellen. Die Netzimpedanz Z ist eine komplexwertige Größe und ist in den Diagrammen mit ihrem Realteil auf der Abszisse eines Koordinatensystems und mit ihrem Imaginärteil auf der Ordinate dargestellt. Da negative Werte des Realteils der Impedanz nicht beobachtet werden, beschränkt sich der mögliche Wertebereich der Netzimpedanz Z auf positive Realteile. Innerhalb des gültigen Wertebereiches sind drei unterschiedliche Bereiche erkennbar. Neben einem ersten, dem Normalbetriebszustand zugeordneten Bereich 30, der in den Figuren schraffiert dargestellt ist, existieren ein zweiter Bereich AID, der einer Inselnetzsituation zugeordnet ist, und ein dritter Bereich FRT, der einem zu durchfahrenden Netzfehler zugeordnet ist.
Die dargestellten genäherten Bereiche 30 zeigen Beispiele, wie eine Diskriminierung durch Diskriminator-Einheiten 25 erfolgen kann. Bei Kenntnis der Form der tatsächlichen Bereiche 40 kann ein entsprechend genäherter Bereich 30 verwendet werden. Dabei ist jedoch ist zu bedenken, dass das Energieversorgungsnetz ein dynamisches, sich veränderndes System darstellt, bei dem sich auch die Übergänge zwischen den verschiedenen Netzzuständen verändern können.
Fig. 4 illustriert in vier Teildiagrammen a bis d die Funktionsweise der Diskriminator-Einheit 25. Eingangsgrößen der Diskriminator-Einheit 25 sind im Beispiel der Fig. 1 die Ausgangsgrößen 24 der beiden Zweige a, b, die sich durch Verwendung eines Bandpassfilters im Zweig a sowie einer Bandsperre im Zweig b unterscheiden. In jedem der Zweige a und b werden als Ausgangsgrößen 24 die Netzimpedanz Z und die Änderungsrate der Netzimpedanz dZ/dt, je nach Ausführungsform auch als Absolutwert |Z| und als zeitliche Änderungsrate d|Z|/dt des Absolutwertes |Z|, bereitgestellt. Der erste Bereich 30 verläuft für die Netzimpedanz Z ringförmig, was bedeutet, dass ihm im Hinblick auf den Absolutwert der Impedanz Z ein unterer Grenzwert |Zmin| und ein oberer Grenzwert |Zmax| zugeordnet sind. Liegt der Absolutwert der Impedanz zwischen den beiden Grenzwerten |Zmin| und |Zmax| (also im schraffierten ersten Bereich 30), befindet sich das Energieversorgungsnetz im Normalbetriebszustand.
Ist der Absolutwert der Impedanz Z dagegen größer als der obere Grenzwert |Zmax| des ersten Bereichs 30, liegt die Impedanz Z in dem zweiten Bereich AID, der einer Inselnetzsituation zugeordnet ist. Wird dagegen ein Absolutwert der Impedanz Z beobachtet, der kleiner ist als der untere Grenzwert |Zmir,| des ersten Bereichs 30, liegt die Impedanz in dem dritten Bereich FRT, der einem zu durchfahrenden Netzfehler zugeordnet ist.
Wie ein Vergleich der Teilbilder a und b zeigt, kann diese Unterscheidung sowohl im Zweig a als auch im Zweig b der Fig. 1 getroffen werden, also bei bandpassgefilterten und bei mit der Bandsperre gefilterten Eingangsgrößen. Insoweit kann grundsätzlich jede der beiden auf unterschiedliche Art bestimm- ten Netzimpedanzen ZBp und ZBs zur Erkennung des Zustands des Energieversorgungsnetzes herangezogen werden. Die auf unterschiedliche Weisen (Bandpass/Bandsperre) gewonnenen Informationen haben jedoch ein unterschiedliches Gewicht bezüglich ihrer Aussagekraft. Wird bei Verwendung eines Bandpassfilters (Teilbild a) eine Inselnetzsituation erkannt, schließt dieses das Vorliegen einer FRT-Situation zuverlässig aus. Wird im Teilbild a dagegen eine FRT-Situation detektiert, hat dieses geringere Aussagekraft und kann das Vorliegen einer Inselnetzsituation nicht zuverlässig ausschließen. Bei Verwendung einer Bandsperre (Teilbild b) stellt sich die Lage genau umgekehrt dar: Wird eine Inselnetzsituation detektiert, deutet dies auf eine solche Situation hin, kann das Vorliegen einer FRT-Situation aber nicht zuverlässig ausschließen. Wird dagegen eine FRT-Situation detektiert, ist dies eindeutig und kann das Vorliegen einer Inselnetzsituation ausschließen. In den Teilbildern c und d ist in gleicher Weise wie in den Teilbildern a und b dargestellt, welche Informationen über den Betriebszustand des Energieversorgungsnetzes aus den ermittelten Änderungsraten des Absolutwertes der Netzimpedanz d|Z|/dt gewonnen werden können. Das Teilbild c stellt die Lage für Verwendung eines Bandpassfilters (Zweig a) und das Teilbild d für die Verwendung einer Bandsperre (Zweig b) dar. Die Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz d|Z|/dt ist eine reellwertige Größe. Geringfügige, langsame Änderungen der Netzimpedanz Z treten auch im Normalbetriebszustand auf, wo- bei der komplexe Zeiger der Netzimpedanz Z in Fig. 4 a bzw. Fig. 4b innerhalb des ersten Bereichs 30 verbleibt. Im Fall eines Netzfehlers liegt hingegen eine schnelle, größere Änderung der Netzimpedanz Z vor, wobei der komplexe Zeiger der Netzimpedanz Z in Fig. 4 a bzw. Fig. 4b im Fall einer positiven Änderungsrate in den Bereich AID wandert und im Fall einer negativen Änderungsra- te in den Bereich FRT.
In Fig. 4 sind somit in den Teilbildern a und b auf der Achse für d|Z|/dt ein erster Bereich 31 , in dem ein Normalbetriebszustand des Energieversorgungsnetzes vorliegt, ein zweiter Bereich AID, in dem eine Inselnetzsituation vorliegt und ein dritter Bereich FRT, in dem eine FRT-Situation vorliegt, gekennzeichnet. Der erste Bereich 31 zeichnet sich durch kleine Werte der Änderungsrate der Netzimpedanz dZ/dt aus. Bei größeren Werten liegt eine Inselnetzsituation vor (bei positiver Änderungsrate) oder eine FRT-Situation (bei negativer Änderungsrate). Der Wert einer Änderungsrate von null liegt immer innerhalb des ersten Be- reichs 31 , jedoch nicht, wie beispielhaft in Fig. 4c bzw. Fig. 4d, zwingend in der Mitte des Bereichs.
Wiederum ist das grundsätzliche Verhalten auch hier für die Verwendung eines Bandpassfilters und einer Bandsperre vergleichbar. Wie im Fall der Netzimpe- danz weisen die Ergebnisse jedoch unterschiedliche Aussagekraft auf, je nachdem, ob ein Bandpassfilter oder eine Bandsperre verwendet wird. Bei Verwendung eines Bandpassfilters (Teilbild c) schließt wiederum das Erkennen einer Inselnetzsituation eine FRT-Situation zuverlässig aus. Bei Verwendung einer Bandsperre schließt das Erkennen einer FRT-Situation eine Inselnetzsituation zuverlässig aus.
Fig. 5 zeigt in drei Teilbildern a bis c drei alternative Ausgestaltungen der Diskriminator-Einheit 25. Die Diskriminator-Einheit 25 weist jeweils Vergleicher 250 auf, denen eine Anordnung von Logikbausteinen 251 nachgeschaltet ist. Bei den in Fig. 5 a-c dargestellten Diskriminator-Einheiten 25 basiert die Bestimmung der Betriebszustände des Energieversorgungsnetzes 4 auf kreisringförmigen Bereichen 30 (vgl. Fig. 4a, b). Aus diesem Grund werden entspre- chend Fig. 4 für die Ausgestaltungen der Diskriminator-Einheit 25 in Fig. 5 zunächst nur die Absolutwerte (Beträge) |Z| der Netzimpedanz Z und deren Änderungsrate d|Z|/dt als Eingangsinformationen für die Diskriminator-Einheit 25 herangezogen. Wie aus den Erläuterungen zu Fig. 4 hervorgeht, kann jede einzelne der Informationen über die Netzimpedanz ZBp oder ZBs oder über die Änderungsraten der Netzimpedanz d|ZBp|/dt oder d|ZBs|/dt zur Ermittlung eines Netzzustands eingesetzt werden. Aufgrund der unterschiedlichen Aussagekraft der aufgefundenen Ergebnisse, ist es jedoch vorteilhaft, mehrere der Informationen zusam- men zu verwenden. Beim Beispiel der Fig. 5a werden zur Ermittlung des Netzzustands Informationen über die Änderungsrate der Netzimpedanz in den beiden Zweigen a und b verwendet. Entsprechend werden diese Ausgangsgrößen 24a und 24b jeweils einem Vergleicher zugeführt. Dieser Vergleicher 250 ermittelt, in welchem der drei Bereiche 31 , AID, FRT die gemessene Änderungsrate der Netzimpedanz d|Z|/dt liegt. Ausgänge der Vergleicher 250 werden entsprechend der Diagramme der Fig. 4c und 4d gesetzt. Wird eine Inselnetzsituation (Bereich AID) erkannt, wird der in Fig. 5a mit„high" gekennzeichnete Ausgang auf einen Pegel von logisch „1 " gesetzt, während der mit„low" bezeichnete Ausgang auf einem Logikpegel „0" liegt. Umgekehrt wird bei Erkennen einer FRT-Situation (Bereich FRT) der Ausgang „low" auf logisch „1 " und der auf Ausgang„high" auf logisch„0" gesetzt. Wird ein Normalbetriebszustand erkannt (Bereich 31 ) sind beide Ausgänge„high" und„low" auf logisch„0" gesetzt.
Die insgesamt vier Ausgänge der beiden Vergleicher 250 werden in einem Netzwerk aus den Logikbausteinen 251 so miteinander verknüpft, dass als Ausgangssignale 26 der Diskriminator-Einheit 25 wiederum zwei Logiksignale ausgegeben werden, die entweder das Vorliegen einer Inselnetzsituation oder das Vorliegen einer FRT-Situation oder, wenn keiner der Ausgänge des Netz- werks aus Logikbausteinen 251 gesetzt ist, das Vorliegen eines Normalbe- triebszustandes des Energieversorgungsnetzes 4 anzeigen. Die Verschaltung der Ausgangssignale der Vergleicher 250 berücksichtigt die Aussagekraft der Ergebnisse der einzelnen Vergleicher 250 entsprechend den Ausführungen, die im Zusammenhang mit Fig. 4 gemacht sind. Zudem kann aufgrund der Berücksichtigung verschiedener Eingangsgrößen 24a, 24b unter Umständen auch dann eine Aussage über den Zustandes des Energieversorgungsnetzes 4 erfolgen, wenn anhand von nur einer der Eingangsgrößen 24a, 24b keine Aussage möglich wäre, beispielsweise weil die entsprechende Eingangsgröße 24a, 24b in einem Wertebereich liegt, in dem keine entsprechende Aussage gemacht werden kann.
Bei dem alternativen Ausführungsbeispiel einer Diskriminator-Einheit 25 gemäß Teilbild 5b werden in analoger Weise wie im Beispiel der Fig. 5a die auf unter- schiedliche Weise ermittelten Netzimpedanzen ZBp und ZBs als Eingangsgrößen 24a und 24b verarbeitet.
Im dritten Ausführungsbeispiel in der Fig. 5c werden alle vier Ausgangsgrößen 24 (Netzimpedanz und Änderungsrate der Netzimpedanz) beider Zweige a und b berücksichtigt und entsprechend ausgewertet. Auf diese Weise kann eine maximal große Sicherheit in der Bestimmung der Netzzustände erzielt werden.
Es wird nochmals darauf hingewiesen, dass die Auswertung der Netzimpedanzen oder der Änderungsraten der Netzimpedanzen gemäß der Diagramme der Fig. 4 durch die Diskriminator-Einheit 25 bisher zwar anhand der mittels der in Fig. 2 beispielhaft angeführten Beobachter bestimmten Netzimpedanzen Z und Änderungsraten der Netzimpedanzen dZ/dt erläutert wurde, letztlich aber unabhängig von der Art der Bestimmung der Netzimpedanzen bzw. deren Änderungsraten ist. Das beschriebene Verfahren zur Erkennung von Netzfehlern und zur Unterscheidung zwischen einer Inselnetzsituation und einer FRT-Situation kann entsprechend zusammen mit beliebigen anderen Verfahren zur Bestimmung der Netzimpedanzen bzw. deren zeitlicher Änderungsraten durchgeführt werden. Bei der Auswertung der Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz d|Z|/dt entsprechend den Ausführungsbeispielen in Fig. 4 und 5 bleibt der Phasenwinkel der komplexwertigen Impedanz Z unberücksichtigt. Dadurch ist keine Unterscheidung möglich, ob die der Änderung des Absolutwertes der Impedanz Z zugrunde liegenden Änderungen des Real- und Imaginärteils der Impedanz Z das gleiche oder ein entgegengesetztes Vorzeichen aufweisen wie die Änderung des Absolutwertes der Impedanz Z. Eine solche Aussage erfordert die Auswertung der komplexwertigen Änderungsrate dZ/dt der komplexwertigen Impedanz Z.
Im Fall einer Inselnetzsituation werden üblicherweise sowohl Real- als auch Imaginärteil der Impedanz Z größer, d. h. die Werte der Änderungsrate dZ/dt liegen innerhalb des I. Quadranten des Koordinatensystems. Im Fall eines zu durchfahrenden Netzfehlers werden üblicherweise sowohl Real- als auch Imaginärteil der Impedanz Z kleiner, d. h. die Werte der Änderungsrate dZ/dt liegen innerhalb des III. Quadranten des Koordinatensystems.
Werte der Änderungsrate dZ/dt im II. und IV. Quadranten des Koordinatensys- tems sind üblicherweise auf anderweitige Netzzustandsänderungen zurückzuführen, beispielsweise ein Anlaufen einer Maschine im Netz. Da eine solche Netzzustandsänderung auch gleichzeitig mit einer Inselnetzsituation AID oder einem zu durchfahrenden Netzfehler FRT auftreten kann, ist anhand von Werten der Änderungsrate dZ/dt im II. und IV. Quadranten des Koordinatensystems keine gesicherte Aussage über den Zustand des Energieversorgungsnetzes möglich. Dieser Zustand wird im Folgenden als Undefinierte Impedanzänderung UIC bezeichnet.
Im Normalbetriebszustand sind geringe, langsame Änderungen möglich. Daher liegen Werte der Änderungsrate dZ/dt in diesem Fall in einem Bereich um den Ursprung des Koordinatensystems. In den Fig. 6a und 7a sind beispielhaft tatsächliche Strukturen von den Netzzuständen zuzuordnenden Bereichen 41 für die Änderungsraten der Netzimpedanzen dZes/dt bzw. dZßp/dt wiedergegeben. In den Teilbildern der Fig. 6b und 6e bzw. 7b und 7e sind diese Bereiche 41 mit verschieden großen genäherten Bereichen 31 verglichen, die rechteckförmig sind. In den Teilbildern der Fig. 6c und 6f bzw. 7c und 7f sind diese Bereiche 41 mit verschieden großen genäherten Bereichen 32 verglichen, die kreisförmig sind. Die Teilbilder der Fig. 6d und 6g bzw. 7d und 7g zeigen schließlich genäherte erste Bereiche 33, die einen polygonförmigen Umriss aufweisen.
In den Fig. 6 und 7 findet sich wieder jeweils ein erster Bereich 41 , 31 , 32, 33, der schraffiert dargestellt ist und in dem die Werte der Änderungsraten dZ/dt der Netzimpedanz Z im Normalbetriebszustand liegen. Außerhalb dieses Bereiches findet sich im I. Quadranten des Koordinatensystems ein zweiter Bereich AID, in dem die Werte im Fall einer Inselnetzsituation liegen, und im III. Quadranten ein dritter Bereich FRT, in dem die Werte im Fall einer zu durchfahrenden Netzstörung liegen. Zusätzlich gibt es außerhalb des ersten Bereichs 41 , 31 , 32, 33 im II. und IV. Quadranten des Koordinatensystems einen vierten Bereich UIC, in dem die Werte im Fall einer Undefinierten Impedanzänderung lie- gen
Die dargestellten genäherten Bereiche 31 , 32, 33 zeigen Beispiele, wie eine Diskriminierung durch Diskriminator-Einheiten 25 erfolgen kann. Bei Kenntnis der Form der tatsächlichen Bereiche 41 kann ein entsprechend genäherter Be- reich 31 -33 verwendet werden. Dabei kann prinzipiell eine beliebig genaue Annäherung erfolgen, jedoch ist zu bedenken, dass das Energieversorgungsnetz ein dynamisches, sich veränderndes System darstellt, bei dem sich auch die Übergänge zwischen den verschiedenen Netzzuständen verändern können. In Fig. 8 ist in ähnlicher Weise wie in den Teilbildern der Fig. 5 eine weitere Ausgestaltung einer Diskriminator-Einheit 25 zur Ermittlung des Netzzustands schematisch dargestellt. Bei dieser Ausgestaltung werden die Ausgangssignale 24 zunächst in einem Baustein 252 in ihre Real- und Imaginäranteile zerlegt, wenn die Größen komplexwertig sind. Diese Anteile werden gesondert einem Vergleicher 250 zugeführt, der sie auswertet. Dabei können beispielsweise nicht nur feste Schwellenwerte für den Vergleich vorgesehen sein, sondern Schwellenwerte, bei denen der Schwellenwert für den Realteil abhängig vom Imaginärteil ist. So kann beispielsweise ein polygonförmiger erster Bereich 33 abgefragt werden (vgl. Fig. 6d, g und Fig. 7d, g). Die Ergebnisse des Vergleichers 250 werden in einer Logikeinheit 253 miteinander kombiniert, um schließlich den vorliegenden Netzzustand durch Ausgangssignale 26 auszugeben. Bei dem in Fig. 8 dargestellten Beispiel wird mit einem Signal„UIC" neben den Sig- nalen„FRT" und„AID" ein weiteres Ausgangssignal 26 ausgegeben. Das Signal „UIC" wird dann aktiv, wenn einer der Werte der Änderungsraten dZ/dt der Netzimpedanz Z im vierten Bereich UIC liegt und nicht gleichzeitig die Logikeinheit 253 das Vorliegen einer Inselnetzsituation AID oder eines zu durchfahrenden Netzfehlers FRT detektiert hat.
Die Logikeinheit 253 kann beispielsweise programmgesteuert arbeiten und/oder sich einer Verknüpfungstabelle (Look-Up-Table) oder eines neuronalen Netzes bedienen, um die Ausgangssignale 26 anhand der Ergebnisse des Vergleichers 250 zu bestimmen. Sie kann aber auch analog zu Fig. 5 aus einer Anordnung von Logikbausteinen 251 aufgebaut sein.
In Fig. 9 sind schließlich in drei Teilbildern a bis c analog zu Fig. 2 drei weitere Ausgestaltungen eines Beobachters 23 zur Bestimmung von den Netzimpedanzen bzw. deren Änderungsraten beschrieben.
Beim Ausführungsbeispiel der Fig. 2 wurden als Eingangsgrößen für den Beobachter 23 das die Netzspannung UG am Netzanschlusspunkt repräsentierende Spannungssignal 13 sowie das PWM-Signal 15 eingesetzt. Als im Modell 230 nachgeführte Größe wurde das den Wechselrichterstrom lWR repräsentie- rende Stromsignal 14 eingesetzt.
Das Ausführungsbeispiel der Fig. 9a unterscheidet sich darin, dass anstelle des Stromsignals 14, das gemäß Fig. 1 den Wechselrichterstrom lWR repräsentiert, ein Stromsignal als nachgeführte Größe eingesetzt wird, das den Netzstrom lG wiedergibt.
Die Ausführungsbeispiele der Fig. 9b bis 9c unterscheiden sich darin, dass ne- ben dem Wechselrichterstrom lWR weitere Größen der realen Strecke als nachgeführte Größen eingesetzt werden. In den Fig. 9a bis 9c sind die Eingangsgrößen des Modells 230 mit dem Bezugszeichen 20E dargestellt und die nachgeführten Größen mit dem Bezugszeichen 20N. Gemäß Fig. 9b wird neben dem Wechselrichterstrom IwR der Netzstrom lG als Vergleichskriterium herangezogen und beim Ausführungsbeispiel der Fig. 9c zusätzlich die Filterspannung UF. Das Vorsehen von weiteren nachgeführten Größen kann zu einer schnelleren und besseren Konvergenz bei der Anpassung der Zustandsgroßen 233 des Modells 230 führen. Es wird angemerkt, dass die Eingangsgrößen und die nachgeführten Größen des Modells 230 nicht zwingend an der realen Strecke gemessene Größen sein müssen, sondern auch auf andere Art erfasste Größen sein können. Beispielsweise können der Regel-Einheit 12 des Wechselrichters 10 oder einer anderen Steuereinrichtung bestimmte Größen bekannt sein, ohne dass sie explizit ge- messen werden. Ein Beispiel sind Größen, die durch den Wechselrichter 10 auf einen vorgegebenen Wert eingestellt werden. In der Annahme, dass eine korrekte Umsetzung der Vorgaben erfolgt, kann der vorgegebene Wert anstelle eines Messwertes als Eingangsgröße oder nachgeführte Größe des Modells 230 verwendet werden.
Bezugszeichenliste
1 PV-Generator
2 Gleichstromleitung
3 Sinusfilter
4 Energieversorgungsnetz
4Z Impedanz des Energieversorgungsnetzes
10 Wechselrichter
1 1 Leistungsteil
12 Regel-Einheit
13 Spannungssignal
14 Stromsignal
15 Pulsweitenmodulationssignal (PWM-Signal)
20 Detektionsvorrichtung
20E Eingangsgröße
20N nachgeführte Größe
21 a, 21 b Verstärker
22a, 22b Filter
23a, 23b Beobachter
24 Ausgangsgröße
25 Diskriminator-Einheit
26 Ausgangssignale
30, 31 erster Bereich (Normalzustand)
AID zweiter Bereich (Inselnetz-Situation)
FRT dritter Bereich ("fault-ride-through" -Situation)
UIC vierter Bereich (Situation einer Undefinierten Impedanz)
32, 33 erster Bereich (Näherung)
40, 41 erster Bereich (tatsächliche Form)
230 Modell
231 Stromquelle
232 Sinusfilter 233 Zustandsgrößen
234 Korrektureinheit
235 Modellkorrektur
236 abgeleitete Größe
237 indirekt abgeleitete Größe
240 Vergleicher
241 Güte
250 Vergleicher
251 Logik-Baustein
252 Baustein zur Zerlegung in Real- und Imaginärteil
253 Logikeinheit
Z Netzimpedanz
dZ/dt Änderungsrate der Netzimpedanz
d|Z|/dt Änderungsrate des Absolutwertes der Netzimpedanz
UWR Wechselrichterspannung
UF Filterspannung
UG Netzspannung
IWR Wechselrichterstrom
lG Netzstrom

Claims

Ansprüche
Detektionsverfahren für einen Wechselrichter zur Erkennung eines Netzfehlers in einem Energieversorgungsnetz (4) mit den folgenden Schritten:
Ermitteln einer Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder einer zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) eines Absolutwertes der Netzimpedanz (Z);
Vergleichen des Absolutwertes und/oder eines Realteils und/oder eines Imaginärteils der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) mit vorgegebenen Grenzwerten ;
Erkennen eines Netzfehlerzustands abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs, wobei zwischen einer Inselnetz-Situation (AID) und einer
FRT-Situation (FRT) unterschieden wird, und
Signalisieren einer vorliegenden Inselnetz-Situation (AID) oder FRT- Situation (FRT) als Netzfehlerzustand.
Detektionsverfahren nach Anspruch 1 , bei dem bei Überschreiten eines oberen Grenzwertes (|Zmax|) für den Absolutwert der Netzimpedanz (Z) das Vorliegen einer Inselnetz-Situation (AID) erkannt und signalisiert wird, und bei dem bei Unterschreiten eines unteren Grenzwertes (|Zmir,|) für den Absolutwert der Netzimpedanz (Z) eine FRT-Situation (FRT) erkannt und signalisiert wird.
3. Detektionsverfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem eine Inselnetz- Situation (AID) oder eine FRT-Situation (FRT) abhängig von der Größe des Realteils und/oder des Imaginärteils der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder abhängig von der Größe des Wer- tes der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) erkannt wird. Detektionsverfahren nach Anspruch 3, bei dem die Inselnetz-Situation (AID) oder die FRT-Situation (FRT) erkannt wird, wenn ein Absolutwert des Realteils der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) größer als ein erster vorgegebener Grenzwert ist und/oder ein Absolutwert des Imaginärteils der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) größer als ein zweiter vorgegebener Grenzwert ist.
Detektionsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, bei dem eine Inselnetz-Situation (AID) erkannt und signalisiert wird, wenn der Realteil der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) positiv ist und eine FRT-Situation (FRT) erkannt und signalisiert wird, wenn der Realteil der zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) der Netzimpedanz (Z) und/oder der Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) negativ ist.
Detektionsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem das Ermitteln der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) auf einer Auswertung von Eingangsgrößen basiert, die vorab durch einen Bandpassfilter (22a) und/oder einen Bandsperren- Filter (22b) gefiltert werden.
Detektionsverfahren nach Anspruch 6, bei dem der Bandpassfilter (22a) und/oder der Bandsperren-Filter (22b) eine Durchlass- bzw. Sperrfrequenz bei einer Harmonischen zu der Netzfrequenz des Energieversorgungsnetzes (4) aufweist.
Detektionsverfahren nach Anspruch 7, bei dem die Durchlass- bzw. Sperrfrequenz des Bandpassfilters (22a) und/oder des Bandsperren-Filters (22b) die dritte Harmonische zu der Netzfrequenz des Energieversorgungsnetzes (4) ist.
Detektionsverfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 8, bei dem das Ermitteln der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) auf einer Auswertung von Größen basiert, die vorab in einem ersten Auswertezweig (a) durch einen Bandpassfilter (22a) und in einem zweiten Auswertezweig (b) durch einen Bandsperren-Filter (22b) gefiltert werden.
Detektionsverfahren nach Anspruch 9, bei dem die in den beiden Auswertezweigen (a, b) ermittelten Ausgangsgrößen (24a, 24b) mit unterschiedlicher Gewichtung zu einem Gesamtergebnis kombiniert werden.
Detektionsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, bei dem die Netzimpedanz (Z) und/oder ihre zeitliche Änderungsrate (dZ/dt) und/oder die zeitliche Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) durch mindestens einen Beobachter (23) ermittelt wird, der eine Strecke eines an das Energieversorgungsnetz (4) angekoppelten Wechselrichters (10) nachbildet und beobachtet.
Wechselrichter (10) zur Einspeisung von elektrischer Energie in ein Energieversorgungsnetz (4), dadurch gekennzeichnet, dass der Wechselrichter (10) eine Detektionsvorrichtung (20) mit einer Diskriminator-Einheit (25) aufweist, wobei die Diskriminator-Einheit (25) dazu eingerichtet ist,
einen Absolutwert und/oder einen Realteil und/oder einen Imaginärteil einer zuvor ermittelten Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder einen Wert der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) mit vorgegebenen Grenzwerten zu vergleichen, einen Netzfehlerzustand abhängig von dem Ergebnis des Vergleichs zu erkennen, wobei zwischen einer Inselnetz-Situation (AID) und einer FRT-Situation (FRT) unterschieden wird und
eine vorliegende Inselnetz-Situation (AID) oder FRT-Situation (FRT) als Netzfehlerzustand zu signalisieren.
13. Wechselrichter (10) nach Anspruch 12, dessen Betriebszustand von dem signalisierten Netzfehlerzustand abhängt.
14. Wechselrichter (10) nach Anspruch 12 oder 13, bei dem die Detektions- vorrichtung (20) mindestens einen Beobachter (23) zur Ermittlung der Netzimpedanz (Z) und/oder ihrer zeitlichen Änderungsrate (dZ/dt) und/oder der zeitlichen Änderungsrate (d|Z|/dt) des Absolutwertes der Netzimpedanz (Z) aufweist, der eine Strecke des Wechselrichters (10) nachbildet und beobachtet.
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