WO2015144390A1 - Verfahren und vorrichtung zum detektieren und signalisieren eines kontaktfehlers innerhalb eines photovoltaikmoduls - Google Patents

Verfahren und vorrichtung zum detektieren und signalisieren eines kontaktfehlers innerhalb eines photovoltaikmoduls Download PDF

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WO2015144390A1
WO2015144390A1 PCT/EP2015/054214 EP2015054214W WO2015144390A1 WO 2015144390 A1 WO2015144390 A1 WO 2015144390A1 EP 2015054214 W EP2015054214 W EP 2015054214W WO 2015144390 A1 WO2015144390 A1 WO 2015144390A1
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WO
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generator
impedance value
operating point
impedance
module
Prior art date
Application number
PCT/EP2015/054214
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English (en)
French (fr)
Inventor
Felix Eger
Original Assignee
Sma Solar Technology Ag
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
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Publication date
Application filed by Sma Solar Technology Ag filed Critical Sma Solar Technology Ag
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the invention relates to a method for detecting and signaling a contact fault within a photovoltaic module of a
  • Photovoltaic generator wherein the photovoltaic module has at least two series-connected submodules, to each of which a bypass diode is connected in parallel, can commutate a current flowing through the photovoltaic module current.
  • PV generators Defective electrical contacts in photovoltaic generators, hereinafter referred to as PV generators for short, can heat up during operation of a PV generator due to the power loss resulting from the defective contact and cause fires. In addition, the yield of recovered electrical energy is reduced by defective contacts, so that the photovoltaic system (PV system) is operated less effectively.
  • PV system photovoltaic system
  • an impedance spectrum that is to say a dependence of an impedance of the photovoltaic generator on a frequency, is preferably measured during the night hours, and of
  • Impedance characteristic can be electrical parameters of the PV generator, in particular, a contact resistance can be determined.
  • Resonance impedance of two parallel sub-generators can be detected in an operating point of the PV generator.
  • an operating point of the PV generator is monitored for a sudden, such as sudden change.
  • a sudden change of the operating point e.g. detected in a change of the photovoltaic voltage and / or the photovoltaic current, also suggests contact problems.
  • PV generators are usually one or more
  • PV modules Photovoltaic modules formed.
  • a PV generator often includes series connection of several PV modules, a so-called string. To the resulting in case of shading of a part of the modules or a part of a module high negative voltages and thus high
  • the PV modules are usually provided with so-called bypass diodes. These become conductive as soon as one of the photovoltaic effect
  • PV voltage applied voltage
  • the modules are internally composed of a series connection of several, at least two, usually three, submodules, each of the submodules having its own bypass diode connected in parallel.
  • the conductive bypass diode of a PV module only the submodules affected by the shading are bridged by the conductive bypass diode of a PV module.
  • the current flow through the PV generator leads through the respectively assigned bypass diode for the affected submodules.
  • bypass diodes mentioned are not only active in the event of shading, but also when a contact error occurs within a PV module and through it Contact failure within a PV module drops to a voltage higher than the PV voltage than the respective sub-module affected by the contact fault provides as PV voltage (neglecting the forward voltage of the bypass diode).
  • the bypass diodes may cause the region in which the contact fault occurs, due to a commutated to the bypass diode current is not in the power path of the PV generator and thus the Measurements made for the detection of contact error is not accessible.
  • An inventive method of the aforementioned type comprises the following steps: A first impedance measurement is performed on the PV generator in a first operating point of the PV generator, wherein the first operating point within an uncommitted
  • Impedance value is compared with a reference impedance value of the PV array and it is detected and signaled a contact error within the PV module of the PV generator depending on a result of the comparison of the measured impedance value in the first operating point with the reference impedance value.
  • the reference impedance value is determined by means of a second impedance measurement in an operating point remote from the idle point of a PV generator determined, which lies in a commutated operating range.
  • the reference impedance value can be at the same PV generator as the first one
  • Impedance value as well as at a different, advantageously identical, in particular parallel-connected PV generator can be determined.
  • impedance value is meant preferably the amount of the impedance by which the presence of a contact fault can be concluded with particular reliability, whereby also values which are calculated from the real part and imaginary part of the impedance are calculated differently
  • Impedance values are to be understood in the sense of this invention.
  • the choice of the operating point in the first impedance measurement ensures that a PV current flowing through the PV generator actually flows through the possible contact fault location and is not commutated to an assigned bypass diode.
  • a commutated to a bypass diode PV current would mask the contact error and preclude a reliable detection of the contact error.
  • a localized within a PV module contact error can be detected so sure.
  • a non-commutated operating point range a range of the operating point of the PV generator in which all submodules of a PV module and thus none of parallel to a possible contact error arranged bypass diodes is energized.
  • a commutated operating point range is to be understood as meaning a region of the operating point of the PV generator in which the PV current is commutated, at least in the presence of a contact error for one of the submodules, to the bypass diode arranged parallel to this contact error.
  • the operating point of the PV generator can be targeted as part of the
  • uncommutated operating point range can be approached by a PV voltage is selected by an amount below the Open circuit voltage of the PV generator is smaller than the open circuit voltage of one of the submodules of the PV generator.
  • a PV current smaller than a certain limit current can be set.
  • the choice of a voltage of the PV generator is given above an impedance jump in the transition between the commutated and the commutated operating point range.
  • an operating point in the commutated operating point range can be targeted in the same way
  • a voltage is selected, which is greater than the open circuit voltage of the PV module by an amount below the open circuit voltage of the PV generator, or by a PV current is set, which is greater than said limit current.
  • a voltage of the PV generator is below the impedance jump at the transition between the uncommutated and the commutated
  • Impedance measurement on an identical PV generator for determining the at least one reference impedance value of the PV generator in a reference operating point of the identical PV generator performed. If the reference impedance measurement is performed on the PV generator itself, it may also be within the uncommutated one embodiment
  • Operating range if this is done earlier, when there is no contact fault.
  • it may preferably be carried out in an operating point of the PV generator which is remote from the idling distance, in particular in a commutated operating point range, during operation of the PV generator.
  • the reference impedance value can also be determined on the faulty PV generator.
  • the first and the second impedance measurements each become at least two
  • the reference impedance value and the impedance value is formed in each case from a combination of individual measured values at the different frequencies.
  • the combination is preferably a sum weighted by weighting factors.
  • the reference impedance value and / or the impedance value can be determined as an integral parameter by integrating impedance values over a frequency range. The inclusion of multiple readings in determining the reference impedance value and / or the impedance value increases the
  • Contact fault detected and signaled when the measured impedance value is greater than the reference impedance value.
  • Contact errors are associated with increased DC resistance, which is also reflected in the impedance.
  • the contact error is preferably detected and signaled when a difference in the impedance of the PV generator in the first operating point compared to the reference operating state is greater than a first limit value.
  • a connector break as a special case of a contact fault can then be detected and signaled when the difference of the impedance of the PV generator in the first operating point compared to the reference operating state is greater than a second limit, which in turn is greater than the first limit.
  • the method additionally allows a distinction of the cause of the error in this embodiment.
  • a further impedance measurement is carried out on the PV generators in a further operating point of the PV generator lying in the commutated operating point range during operation of the PV generator for determining at least one further impedance value of the PV generator.
  • the further operating point differs here from the second operating point, in which the reference impedance is determined. It is then determined whether a comparison of the further impedance value with the reference impedance value, a change in the impedance of the PV generator in the further operating point relative to the reference impedance.
  • a device for detecting and signaling a contact fault within a PV module of a PV generator has an impedance measuring device and an adjustment unit for the operating point of the PV generator, wherein the device is configured to perform one of the aforementioned methods.
  • the device comprises at least one coupling means for an AC test signal in the PV generator, and at least one decoupling means for decoupling an AC signal from the PV generator. More preferably, the device is suitable for detecting and signaling a contact fault within a PV subgenerator of a PV generator having two or more PV subgenerators connected in parallel, the device comprising means for performing impedance measurements of the individual PV subgenerators. The device then particularly preferably has a decoupling means for decoupling an AC voltage signal from each of the PV subgenerators.
  • At least the setting unit for the operating point of the PV generator is arranged in an inverter for a PV system.
  • Inverters often already have an adjustment unit for the operating point of the PV generator, which is used for finding and setting an optimal operating point.
  • Adjusting unit can be used in the context of carrying out the method according to the invention.
  • the apparatus required for the realization of the operating point setting in the method according to the invention can thus be minimized.
  • 1 a is a block diagram of a PV system with a device for
  • Fig. 1 b is a schematic circuit diagram showing the internal structure of a
  • Fig. 2 is a schematic equivalent circuit diagram of a PV module with
  • FIG. 3a shows schematic current-voltage characteristics of a PV module with and without internal contact fault
  • FIG. 3b shows a schematic impedance curve of a PV module with an internal contact fault
  • Fig. 5 is a block diagram of another PV system with a
  • Fig. 1 a shows a PV system in a block diagram.
  • the PV system has a PV generator 10, which via DC lines with a
  • Inverter 20 is connected, in turn, the AC side is coupled to a power grid 30.
  • the inverter 20 is designed for three-phase feeding into the energy supply network 30. It is understood that in alternative embodiments also a different number of phases in which the inverter 20 feeds into the power grid 30, is possible.
  • Fig. 1 a only the essential elements of the PV system are shown in the context of the application. On the
  • AC side of the inverter 20 may include, for example, switching devices, not shown (e.g., isolators), filters (e.g., sinusoidal filters),
  • Mains monitoring devices and / or transformers may be provided.
  • the DC side in the connection between the PV generator 10 and the inverter 20 elements not shown here, such as safety devices or switching devices, for example load disconnector, DC contactors, etc., may be arranged.
  • the PV generator 10 is formed in this illustrated example as a string, that is, as a series circuit of a plurality of PV modules.
  • FIG. 1 for the PV generator 10 two PV modules 1 1 are shown connected in series.
  • Fig. 1 b the internal structure of one of the PV modules 1 1 is also shown in a schematic diagram.
  • the PV module 1 in this example, three submodules 12, which in turn are connected in series.
  • a bypass diode 13 is connected in parallel, which becomes conductive in the event of shading and / or contact problems within a submodule 12, so that a current flowing through the PV module 1 1 current to the corresponding bypass diode thirteenth that is associated with the shadowed and / or defective submodule 12 commutes.
  • the PV system has a device 40 for performing and evaluating impedance measurements and for detection and signaling of contact errors in the PV generator 10.
  • the device 40 comprises a coupling-in means 41, by means of which an AC test signal can be applied to one of the two DC power lines between the PV generator 10 and the inverter 20.
  • the coupling means 41 is a transformer which is looped with a secondary winding in the DC line and is connected to a primary winding with a signal generator 42.
  • the PV generator 10 is associated with a decoupling means 43, which is also configured in the embodiment as a transformer.
  • the decoupling means 43 is connected in series with a primary winding in each case with the PV modules 1 1 of the PV generator 10.
  • a secondary winding of the decoupling means 43 is connected to a signal amplifier 44.
  • control device 45 which on the one hand
  • Signal generator 42 controls and on the other hand receives an output signal of the signal amplifier 44 for further processing.
  • Control device 45 also has a signal output 46, at which a detected contact error is signaled. As shown, the signal output 46 may be coupled to the inverter 20 in an advantageous embodiment in order to provide warning devices of the inverter 20
  • the signal output 46 can also be coupled to an external device.
  • the device 40 may also be completely or partially integrated into the inverter 20. This applies in particular to the control device 45 and the signal generator 42, but if appropriate, the coupling-in means 41 and / or the signal amplifier 44 can also be integrated in the inverter 20.
  • the injected signal superimposes a direct current that may be flowing in the DC circuit.
  • the AC signal flowing in the PV generator 10 is supplied by the Decoupling means 43 decoupled, amplified by the signal amplifier 44 and forwarded to the control device 45 for evaluation.
  • the signal generator 42 can output a signal whose frequency is varied over time.
  • the signal output by the signal amplifier 44 is correlated with the alternating current flowing in the DC circuit and is evaluated depending on the frequency of the signal generator 42, for example with respect to its
  • the signal amplifier 44 a the signal amplifier 44 a
  • the measured amplitude level characterizes the amount of impedance.
  • the magnitude of AC and AC current can be determined, and from the ratio of the two quantities, the impedance can be calculated.
  • the signal generator 42 outputs a broadband noise signal containing frequency components of a plurality of frequencies.
  • a signal amplitude within the PV generator 10 is then determined by means of a tunable bandpass filter present in the evaluation unit 45 or in the signal amplifier 44 as a function of the
  • Filter frequency detected while the filter frequency is varied.
  • Parameters of the impedance curve determines, for example a
  • Resonance frequency and an amount of the impedance minimum are analyzed by further continuous measurements, whether - and if so in which direction - these characteristic parameters Change the impedance curve over time. For these continuous measurements, therefore, a complete run of a predefined frequency spectrum is no longer required. Rather, it can be based on fewer frequency nodes in the vicinity of the originally determined
  • the coupling means 41 is the
  • test signal can also be capacitively coupled.
  • the decoupling means 43 may also alternatively and / or additionally as
  • Fig. 2 shows a block diagram of a PV module 1 1 in a similar manner as Fig. 1 b.
  • a contact error is present in the submodule 12 shown in the figure below, which is symbolized via a resistor R as an equivalent circuit diagram.
  • Fig. 3a shows schematic current / voltage characteristics, hereinafter also referred to as I / U characteristics, of the PV module 1 1 of FIG. 2 in a diagram.
  • I / U characteristics
  • a first, shown in dashed lines I / U characteristic 50 of a PV module 1 1 reproduced without contact error. In the block diagram of FIG. 2, this would correspond to a resistance R 0.
  • the I / U characteristic 50 shows a typical curve for a non-shaded PV module, wherein in the limiting case of small currents, a PV open-circuit voltage of size 3 ⁇ Uo sets.
  • the voltage Uo denotes the open circuit voltage of each the three submodules 12 here. With decreasing voltage U, the current I flowing through the PV module 1 1 increases up to a short-circuit current value I 0 .
  • a second characteristic 51 in FIG. 4a represents the contact error case in which the value of the resistor R is significantly greater than 0. In small
  • the characteristic 51 runs almost congruent to the characteristic 50, in particular the same short-circuit current l 0 is reached. With increasing PV voltage, the characteristic 51 then passes through a region in which the current I decreases slowly with increasing PV voltage U, then steeper. Similar to the characteristic 50 while exponentially to the current 0 at the
  • the current I decreases linearly from a value close to 0 at the PV voltage 2 ⁇ Uo to 0 at the PV voltage 3 ⁇ Uo.
  • the voltage drop is determined by the ohmic law from the size of the resistance value of the contact error.
  • the voltage range between 2 ⁇ Uo and 3 ⁇ Uo is marked as a first region I in FIG. 3a.
  • the voltage range less than 2 ⁇ Uo is characterized as a second region II.
  • FIG. 2 shows why the characteristic 51 in the first and second regions I, II has such a different course.
  • the current path denoted by I is present in the first region I, the current path denoted by II in the second region II.
  • the first region I is the
  • the second region II is therefore also referred to in the context of the application as a commutated region, since the current flows to at least one of the bypass diodes 13 is commuted and the contact error location is bypassed.
  • the first region I is also referred to as the uncommutated region I, since at an operating point of the PV module 1 1 in this uncommutated operating point region I, the contact fault is energized, that is on the current path through the PV module 1 1.
  • Uncommutated area I and the commutated area II are also shown depending on the current.
  • the commutated region II lies above a limiting current IG and the uncommutated region I below the limiting current I G.
  • the height of the limiting current IG is approximately given by the quotient Uo / R.
  • Fig. 3b an absolute value of an impedance value
  • the PV voltage U is indicated on the same horizontal axis as in FIG. 3a.
  • is given by way of example at a specific, not defined frequency of the AC voltage.
  • a characteristic feature of the illustrated curve is a significant jump, here an increase to an impedance value
  • G is a measure of the resistance R.
  • a first operating point of the PV generator is selected such that it is within the uncommutated one
  • Working point range I lies. At this first operating point of the PV generator, at least one impedance value of the PV generator is determined and compared with a reference impedance value. Depending on the result of the comparison, a contact error is detected and signaled.
  • an adjustment unit for the operating point which may include the control device 45 and / or also Part of the inverter 20, an operating point of the PV generator 10 specifically approached as part of the commutated Hästicianbereches I characterized in that a voltage is selected, which is an amount below the open circuit voltage of the PV generator 10, which is smaller than that
  • Open circuit voltage Uo of a submodule 12, or by a module current I is set, which is smaller than the limiting current I G.
  • the selection of a voltage of the PV generator 10 is above the
  • Analog can also be a
  • Operating point in the commutated operating point range II can be targeted by a voltage is selected, which is an amount below the open circuit voltage of the PV generator 10, which is greater than that
  • Open circuit voltage Uo of a submodule 12, or by a module current I is set, which is greater than the limiting current I G.
  • the choice of a voltage of the PV generator 10 is below the
  • FIG. 4 An embodiment of a method according to the application is shown in more detail in FIG. 4 in a flow chart.
  • the procedure can
  • a first operating point of the PV generator is set in the uncommutated first operating point range I and a first
  • a corresponding signal via a control line, e.g. a communication link to be output to the inverter 20 having a corresponding
  • Operating point on the PV generator 10 sets.
  • a first operating point can be set, for example, by presetting a high PV voltage U, which is in the range of the open circuit voltage of the PV generator.
  • a PV current going to zero can be preset.
  • measured at a second operating point may be at one or more predetermined frequencies or by varying the frequency for a particular frequency range.
  • an average impedance value can be determined therefrom.
  • Impedances are usually complex quantities, without limitation, it is assumed below that an absolute value
  • calculated.
  • the reference impedance value is taken from a measurement taken at a
  • a next step S4 the difference of the impedance values ⁇ determined in step S3 is compared with a first limit value ⁇ . If the measured difference ⁇ is not greater than the first limit ⁇ , the process branches to a step S5, in which a waiting time is waited before the process is performed again with the step S1.
  • the PV generator 10 is preferably operated to generate electrical energy at its optimum operating point. If the waiting time is too short, the efficiency of the PV system drops, because during the execution of the diagnostic steps S1 to S4, the PV generator is not at its optimum Operating point is operated. If the waiting time in step S5 is too long, the diagnosis may under certain circumstances be carried out too rarely in order to protect against consequential damage to a contact fault that has not been detected in good time.
  • a waiting time is set in step S5, which represents a compromise between the different requirements.
  • step S4 If it has been detected in step S4 that the difference ⁇ is greater than the first limit ⁇ 1, the method branches to a step S6, in which a contact fault is detected and signaled. In a first embodiment of the method, this can be done by detecting and signaling the
  • Inverters 20 are instructed to dwell in the first operating point, in order to avoid overheating of the contact fault range by the low current flow at this operating point.
  • the two dashed in Fig. 4 blocks are individually or successively additionally run through.
  • a distinction can be made between different probable types of contact error.
  • a second block with the steps S10 to S14 it can be made plausible that an error actually exists within one of the PV modules of the PV generator and not externally in the wiring between the modules or between the PV generator and the inverter.
  • a first step S7 of the first block the measured difference ⁇ of the impedance values is compared with a second limit ⁇ 2 .
  • This second limit ⁇ 2 is greater than the first limit ⁇ . If the difference ⁇ is larger than this second threshold value ⁇ 2 , the process branches to a step S8 in which a possible connector breakage within a PV module 1 1 is displayed as a type of the contact failure. Background is that one
  • step S7 If it is determined in the step S7 that the difference ⁇ is not larger than the second threshold ⁇ 2 , the process branches to a step S9 in which an unspecified high-resistance contact fault is displayed. After executing either of steps S8 or S9, the first optional block is completed.
  • a further operating point of the PV generator 10 is set in a step S10, which in the commutated second operating point II (see Fig. 3a ) of the PV generator.
  • step S6 If the contact error detected in step S6 is actually within a PV module 11, the contact error range in the operation of the PV generator in the commutated region II would be commutated by commutating the PV current to the bypass diode 13 associated with the contact error region (see FIG ) bypassed. The contact error range would thus no longer be contained in the current path.
  • step S1 analogously to step S1, the impedance value
  • step S12 if it is determined in step S12 that the difference AZ of the impedance values is greater than the third limit value ⁇ 3 even in this second operating point of the PV generator, this indicates an error in the wiring the PV modules 1 1 with each other or the wiring between the PV generator 10 and the inverter 2, which does not lead to a commutation of the PV power to a bypass diode 13.
  • the third limit ⁇ 3 can be selected identical to the first limit ⁇ .
  • FIG. 5 shows a further exemplary embodiment of a PV system suitable for carrying out the method.
  • Identical reference signs in this figure denote the same or equivalent elements as in FIG. 1.
  • the PV system shown in FIG. 5 corresponds to that shown in FIG. 1, to the description of which reference is hereby made.
  • the PV generator of the PV system of FIG. 5 comprises a parallel connection of two PV subgenerators 10a and 10b. Each of these PV subgenerators 10a, 10b is specified
  • Example as a string that is, a series connection of a plurality of PV modules 1 1 a or 1 1 b formed.
  • Each of the sub-generators 10a, 10b is associated with a decoupling means 43a and 43b, which in turn like the decoupling means 43 at
  • Embodiment of Fig. 1 is designed as a transformer.
  • Decoupling means 43a, 43b are connected in series with a primary winding in each case with the PV modules 11a and 11b of the PV subgenerators 10a and 10b, respectively.
  • a respective secondary angle of the decoupling means 43a, 43b is connected to a respective separate signal amplifier 44a, 44b.
  • the outputs of the signal amplifiers 44a, 44b are supplied by the controller 45
  • a coupling-in means 41 with associated signal generator 42 is present.
  • the arrangement shown in FIG. 5 makes it possible to independently determine impedance values within the PV subgenerators 10a and 10b by evaluating the corresponding signals of the signal amplifiers 44a and 44b.
  • the method illustrated in FIG. 4 can be carried out correspondingly in different runs separately for the PV subgenerator 10a or the PV subgenerator 10b.
  • a contact error detection and signaling is thus possible at the level of the individual PV subgenerators 10a, 10b, whereby a contact error on the level of the PV subgenerators 10a, 10b can be located.
  • the reference impedance value of one PV subgenerator can also be used as the reference impedance value of the other PV subgenerator in the case of contact fault detection, without requiring an independent measurement for this purpose.
  • Embodiment of Fig. 5 is purely exemplary and not limiting.
  • the measurement principle of the impedance measurement shown in FIG. 5 within a single PV subgenerator can also be transferred to a larger number of PV subgenerators within a PV generator.

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb eines PV-Moduls (11) eines PV-Generators (10), wobei das PV-Modul (11) mindestens zwei in Reihe geschalte Submodule (12) aufweist, zu denen jeweils eine Bypass-Diode (13) parallel geschaltet ist, auf die ein durch das PV-Modul (11) fließender Strom kommutieren kann. Das Verfahren weist die folgenden Schritte auf: Durchführen einer Impedanzmessung an dem PV-Generator (10) in einem ersten Arbeitspunkt des PV-Generators (10), der innerhalb eines unkommutierten Arbeitspunktsbereichs (I) liegt, zur Ermittlung mindestens eines Impedanzwertes (|Z|) des PV-Generators (10); Durchführen einer zweiten Imdepanzmessung in einem leerlauffernen, in einem kommutierten Arbeitspunktsbereich (II) liegenden Arbeitspunkt eines weiteren PV-Generators oder des gleichen PV-Generators (10) zur Ermittlung eines Referenz-Impedanzwertes (|ZR|);Vergleichen des mindestens eines ermittelten Impedanzwertes (|Z|) mit dem Referenz-Impedanzwert (|ZR|) des PV-Generators (10); und Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb des PV-Moduls (11) des PV-Generators (10) abhängig von einem Ergebnis des Vergleichs des gemessenen Impedanzwertes (|Z|) im ersten Arbeitspunkt mit dem Referenz-Impedanzwert (|ZR|). Die Erfindung betrifft weiterhin eine Vorrichtung zum Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb eines PV-Moduls (11) eines PV-Generators (10) mit einer Impedanzmessungsvorrichtung (40) und einer Einstelleinheit für den Arbeitspunktdes PV-Generators (10).

Description

Verfahren und Vorrichtung zum Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb eines Photovoltaikmoduls
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb eines Photovoltaikmoduls eines
Photovoltaikgenerators, wobei das Photovoltaikmodul mindestens zwei in Reihe geschaltete Submodule aufweist, zu denen jeweils eine Bypass-Diode parallel geschaltet ist, auf die ein durch das Photovoltaikmodul fließender Strom kommutieren kann.
Schadhafte elektrische Kontakte in Photovoltaikgeneratoren, nachfolgend abgekürzt als PV-Generatoren bezeichnet, können sich im Betrieb eines PV- Generators aufgrund der am schadhaften Kontakt entstehenden Verlustleistung erhitzen und Ursache von Bränden darstellen. Zudem wird durch schadhafte Kontakte die Ausbeute an gewonnener elektrischer Energie verringert, so dass die Photovoltaikanlage (PV-Anlage) weniger effektiv betrieben wird.
Um schadhafte Kontakte möglichst im Betrieb der PV-Anlage detektieren zu können, ist aus der Druckschrift DE 10 2006 052 295 B3 ein Verfahren und eine Schaltungsanordnung zur Überwachung eines PV-Generators mittels einer Impedanzmessung bekannt. Bei diesem Verfahren wird bevorzugt in den Nachtstunden ein Impedanzspektrum, also eine Abhängigkeit einer Impedanz des Photovoltaikgenerators von einer Frequenz gemessen und von
Veränderungen des Impedanzspektrums auf mögliche Kontaktfehler geschlossen.
Ein ähnliches Verfahren ist aus der Druckschrift WO 201 1/0144649 A1 bekannt, bei dem eine gemessene Impedanz eines PV-Generators mit einem berechneten Impedanzverlauf eines modulierten PV-Generators verglichen wird. Aus einer Anpassung des modulierten an den gemessenen
Impedanzverlauf können elektrische Parameter des PV-Generators, insbesondere ein Kontaktwiderstand, ermittelt werden. Ein erhöhter
Kontaktwiderstand zeigt Kontaktfehler an.
Weiterhin ist aus der Druckschrift DE 10 2012 102 932 A1 bekannt, dass Verschattungen durch ein Vergleich der Resonanzfrequenz und der
Resonanzimpedanz zweier paralleler Teilgeneratoren in einem Arbeitspunkt des PV-Generators erkannt werden können.
Bei einem weiteren Verfahren wird ein Arbeitspunkt des PV-Generators auf eine plötzliche, beispielsweise sprunghafte Änderung überwacht. Eine solche sprunghafte Änderung des Arbeitspunkts, z.B. detektiert in einer Änderung der Photovoltaikspannung und/oder des Photovoltaikstroms, lässt ebenfalls auf Kontaktprobleme schließen.
PV-Generatoren sind üblicherweise durch ein oder mehrere
Photovoltaikmodule (PV-Module) gebildet. Ein PV-Generator umfasst häufig eine Serienverschaltung mehrerer PV-Module, einen sogenannten String. Um die im Falle einer Verschattung eines Teils der Module oder eines Teils eines Moduls entstehenden hohen negativen Spannungen und damit hohen
Verlustleistungen an den betroffenen Modulteilen zu verhindern, sind die PV- Module üblicherweise mit sogenannten Bypass-Dioden versehen. Diese werden leitend, sobald eine der durch den photovoltaischen Effekt
enstehenden Spannung (PV-Spannung) entgegengesetzt wirkende Spannung am Modul bzw. Modulteil anliegt. Häufig sind die Module intern aus einer Serienverschaltung mehrerer, mindestens zweier, üblicherweise dreier, Submodule aufgebaut, wobei jedem der Submodule eine eigene Bypass-Diode parallel geschaltet ist. Bei einer Teilverschattung werden von einem PV-Modul somit nur die von der Verschattung betroffenen Submodule durch die leitende Bypassdiode überbrückt. Der Stromfluss durch den PV-Generator führt bei den betroffenen Submodulen durch die jeweils zugeordnete Bypass-Diode.
Ansonsten tragen alle nicht von der Verschattung betroffenen PV-Module bzw. Submodule nach wie vor zur Stromerzeugung bei. Die genannten Bypass- Dioden werden nicht nur im Verschattungsfall aktiv, sondern auch dann, wenn ein Kontaktfehler innerhalb eines PV-Moduls auftritt und durch diesen Kontaktfehler innerhalb eines PV-Moduls eine höhere und der PV-Spannung entgegengesetzte Spannung abfällt, als das jeweilige vom Kontaktfehler betroffene Submodul als PV-Spannung bereitstellt (unter Vernachlässigung der Durchlassspannung der Bypass-Diode).
Bei den bekannten Verfahren zur Detektion eines Kontaktfehlers eines PV- Generators können die Bypass-Dioden dazu führen, dass der Bereich, in dem der Kontaktfehler auftritt, aufgrund eines auf die Bypass-Diode kommutierten Stroms nicht im Leistungspfad des PV-Generators liegt und damit den vorgenommenen Messungen zur Detektion des Kontaktfehlers nicht zugänglich ist.
Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Dektektieren und Signaliseren eines Kontaktfehlers zu schaffen, das auch einen innerhalb eines PV-Moduls auftretenden
Kontaktfehler sicher detektiert.
Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren und eine Vorrichtung mit den jeweiligen Merkmalen der unabhängigen Ansprüche. Vorteilhafte
Ausgestaltungen und Weiterbildungen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren der eingangs genannten Art umfasst die folgenden Schritte: Es wird eine erste Impedanzmessung an dem PV- Generator in einem ersten Arbeitspunkt des PV-Generators durchgeführt, wobei der erste Arbeitspunkt innerhalb eines unkommutierten
Arbeitspunktsbereichs liegt. Durch die Impedanzmessung wird mindestens ein erster Impedanzwert des PV-Generators ermittelt. Der ermittelte erste
Impedanzwert wird mit einem Referenz-Impedanzwert des PV-Generators verglichen und es wird ein Kontaktfehler innerhalb des PV-Moduls des PV- Generators abhängig von einem Ergebnis des Vergleichs des gemessenen Impedanzwertes im ersten Arbeitspunkt mit dem Referenz-Impedanzwert erkannt und signalisiert. Der Referenz-Impedanzwert wird mittels einer zweiten Impedanzmessung in einem leerlauffernen Arbeitspunkt eines PV-Generators bestimmt, der in einem kommutierten Arbeitspunktsbereich liegt. Der Referenz- Impedanzwert kann sowohl am gleichen PV-Generator wie der erste
Impedanzwert, als auch an einem unterschiedlichen, vorteilhaft baugleichen, insbesondere parallel geschalteten PV-Generator bestimmt werden.
Mit dem Begriff Impedanzwert ist bevorzugt der Betrag des Impedanz gemeint, durch den besonders zuverlässig auf das Vorliegen eines Kontaktfehlers geschlossen werden kann, wobei auch Werte, die aus dem Realteil und Imaginärteil der Impedanz auf andere Weise berechnet werden, als
Impedanzwerte im Sinne dieser Erfindung verstanden werden sollen.
Erfindungsgemäß wird durch die Wahl des Arbeitspunktes bei der ersten Impedanzmessung sichergestellt, dass ein durch den PV-Generator fließender PV-Strom tatsächlich durch die mögliche Kontaktfehlerstelle fließt und nicht auf eine zugeordnete Bypass-Diode kommutiert ist. Ein auf eine Bypass-Diode kommutierter PV-Strom würde den Kontaktfehler maskieren und einer sicheren Erkennung des Kontaktfehlers entgegenstehen. Ein innerhalb eines PV-Moduls lokalisierter Kontaktfehler kann so sicher erkannt werden.
Im Rahmen der Anmeldung ist als unkommutierter Arbeitspunktsbereich ein Bereich des Arbeitspunktes des PV-Generators zu verstehen, in dem alle Submodule eines PV-Moduls und somit keine der parallel zu einem eventuellen Kontaktfehler angeordneten Bypass-Dioden bestromt ist. Umgekehrt ist unter einem kommutierten Arbeitspunktsbereich ein Bereich des Arbeitspunktes des PV-Generators zu verstehen, in dem der PV-Strom zumindest bei Vorliegen eines Kontaktfehlers für eines der Submodule auf die parallel zu diesem vorliegenden Kontaktfehler angeordnete Bypass-Diode kommutiert ist. Insofern ist die Möglichkeit der Kommutierung des Stromes aufgrund eines
Kontaktfehlers maßgebend für die Definition des kommutierten
Arbeitspunktbereiches, nicht die tatsächliche Kommutierung.
Der Arbeitspunkt des PV-Generators kann dabei gezielt als Teil des
unkommutierten Arbeitspunktbereiches dadurch angefahren werden, dass eine PV-Spannung gewählt wird, die um einen Betrag unterhalb der Leerlaufspannung des PV-Generators liegt, der kleiner als die Leerlaufspannung eines der Submodule des PV-Generators ist. Alternativ kann ein PV-Strom eingestellt werden, der kleiner als ein bestimmter Grenzstrom ist. Als dritte Möglichkeit ist die Wahl einer Spannung des PV-Generators oberhalb eines Impedanzsprunges beim Übergang zwischen dem unkommutierten und dem kommutierten Arbeitspunktsbereiches gegeben. Umgekehrt kann analog auch ein Arbeitspunkt im kommutierten Arbeitspunktsbereich gezielt
angefahren werden, indem eine Spannung gewählt wird, die um einen Betrag unterhalb der Leerlaufspannung des PV-Generators liegt, der größer als die Leerlaufspannung eines der Submodul ist, oder indem ein PV-Strom eingestellt wird, der größer als der genannte Grenzstrom ist. Als dritte Möglichkeit ist die Wahl einer Spannung des PV-Generators unterhalb des Impedanzsprunges beim Übergang zwischen dem unkommutierten und dem kommutierten
Arbeitspunktsbereiches gegeben.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird die zweite
Impedanzmessung an einem baugleichen PV-Generator zur Bestimmung des mindestens eines Referenz-Impedanzwertes des PV-Generators in einem Referenz-Arbeitspunkt des baugleichen PV-Generators durchgeführt. Wird die Referenz-Impedanzmessung an dem PV-Generator selbst durchgeführt, kann sie in einer Ausgestaltung auch innerhalb des unkommutierten
Arbeitspunktsbereichs durchgeführt werden, wenn dieses zu einem früheren Zeitpunkt erfolgt, zu dem kein Kontaktfehler vorliegt. Alternativ kann sie bevorzugt in einem leerlauffernen, insbesondere in einem kommutierten Arbeitspunktsbereich liegenden Arbeitspunkt des PV-Generators im Betrieb des PV-Generators durchgeführt werden.
Es wird dabei ausgenutzt, dass je nach Wahl des Arbeitspunkts die
Kontaktfehlerstelle einmal bestromt ist und einmal nicht. Es kann so der Referenz-Impedanzwert auch an dem fehlerbehafteten PV-Generator ermittelt werden.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens werden die erste und die zweite Impedanzmessung jeweils bei mindestens zwei
unterschiedlichen Frequenzen durchgeführt, wobei der Referenz-Impedanzwert und der Impedanzwert jeweils aus einer Kombination einzelner Messwerte bei den unterschiedlichen Frequenzen gebildet wird. Bevorzugt ist die Kombination eine mit Wichtungsfaktoren gewichtete Summe. Ebenfalls bevorzugt kann der Referenz-Impedanzwert und/oder der Impedanzwert als integrale Kenngröße durch eine Integration von Impedanzwerten über einen Frequenzbereich bestimmt werden. Die Einbeziehung mehrerer Messwerte bei der Ermittlung des Referenz-Impedanzwert und/oder des Impedanzwerts erhöht die
Genauigkeit, mit der der jeweilige Impedanzwert bestimmt werden kann.
Störungen, die bei einer singulären Messfrequenz ein Ergebnis verfälschen könnten, werden durch die Berücksichtigung von Ergebnissen bei anderen Frequenzen weniger relevant.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird ein
Kontaktfehler erkannt und signalisiert, wenn der gemessene Impedanzwert größer als der Referenz-Impedanzwert ist. Kontaktfehler gehen mit einem vergrößerten Gleichstrom-Widerstand einher, der sich auch in der Impedanz widerspiegelt. Allgemein wird der Kontaktfehler bevorzugt dann erkannt und signalisiert, wenn eine Differenz der Impedanz des PV-Generators im ersten Arbeitspunkt gegenüber dem Referenz-Betriebszustand größer ist als ein erster Grenzwert. Ein Verbinderabriss als Sonderfall eines Kontaktfehlers kann dann erkannt und signalisiert werden, wenn die Differenz der Impedanz des PV- Generators im ersten Arbeitspunkt gegenüber dem Referenz-Betriebszustand größer ist als ein zweiter Grenzwert, der wiederum größer ist als der erste Grenzwert. Das Verfahren erlaubt in dieser Ausgestaltung zusätzlich eine Unterscheidung der Fehlerursache.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens sind die folgenden zusätzlichen Schritte vorgesehen. Es wird eine weitere Impedanzmessung an dem PV-Generatoren in einem weiteren, insbesondere im kommutierten Arbeitspunktbereich liegenden Arbeitspunkt des PV-Generators im Betrieb des PV-Generators zur Bestimmung mindestens eines weiteren Impedanzwertes des PV-Generators durchgeführt. Der weitere Arbeitspunkt unterscheidet sich hierbei vom zweiten Arbeitspunkt, bei dem die Referenz-Impedanz bestimmt wird. Es wird dann ermittelt, ob ein Vergleich des weiteren Impedanzwertes mit dem Referenz-Impedanzwert eine Änderung der Impedanz des PV-Generators im weiteren Arbeitspunkt gegenüber der Referenz-Impedanz anzeigt. Wenn der Vergleich eine ausreichend hohe Änderung anzeigt, wird ein Kontaktfehler innerhalb einer externen Verkabelung des PV-Generators erkannt und ggf. signalisiert, die Signalisierung erfolgt also in Abhängigkeit des Vergleiches von Referenz-Impedanzwert und weiterem Impedanzwert. Diese Schritte bieten eine zusätzliche Überprüfung, ob ein Fehler tatsächlich innerhalb eines der PV- Module des PV-Generators vorliegt.
In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird die
Impedanzmessung bzw. die Referenz-Impedanzmessung jeweils an
zueinander parallel geschalteten PV-Teilgeneratoren des PV-Generators durchgeführt. Impedanzwerte können so getrennt für die PV-Teilgeneratoren ermittelt werden. Eine Kontaktfehlererkennung und -signalisierung ist damit auf Ebene der einzelnen PV-Teilgeneratoren möglich, wodurch ein Kontaktfehler auf der Ebene der PV-Teilgeneratoren lokalisiert werden kann.
Eine erfindungsgemäße Vorrichtung zum Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb eines PV-Moduls eines PV-Generators weist eine Impedanzmessungsvorrichtung und eine Einstelleinheit für den Arbeitspunkt des PV-Generators auf, wobei die Vorrichtung dazu eingerichtet ist, eines der zuvort genannten Verfahren durchzuführen.
Bevorzugt umfasst die Vorrichtung mindestens ein Einkoppelmittel für ein Wechselspannungs-Testsignal in den PV-Generator, sowie mindestens ein Auskoppelmittel zum Auskoppeln eines Wechselspannungssignals aus dem PV-Generator. Weiter bevorzugt ist die Vorrichtung zum Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb eines PV-Teilgenerators eines PV- Generators geeignet, der zwei oder mehr parallel geschaltete PV- Teilgeneratoren aufweist, wobei die Vorrichtung Mittel zur Durchführung von Impedanzmessungen der einzelnen PV-Teilgeneratoren umfasst. Besonders bevorzugt weist die Vorrichtung dann je ein Auskoppelmittel zum Auskoppeln eines Wechselspannungssignals aus jedem der PV-Teilgeneratoren auf.
Es ergeben sich jeweils die im Zusammenhang mit dem Verfahren
beschriebenen Vorteile. In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung der Vorrichtung ist zuzmindest die Einstelleinheit für den Arbeitspunkt des PV-Generators in einem Wechselrichter für eine PV-Anlage angeordnet. Wechselrichter weisen häufig bereits eine Einstelleinheit für den Arbeitspunkt des PV-Generators auf, die zur Auffindung und Einstellung eines optimalen Arbeitspunktes verwendet wird. Diese
Einstelleinheit kann im Rahmen der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens verwendet werden. Der apparative Aufwand zur Realisierung der Arbeitspunkteinstellung bei dem erfindungsgemäßen Verfahren kann so minimiert werden.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen mithilfe von Figuren näher erläutert. Die Figuren zeigen:
Fig. 1 a ein Blockschaltbild einer PV-Anlage mit einer Vorrichtung zum
Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers;
Fig. 1 b ein schematisches Schaltbild, das den internen Aufbau eines
PV-Moduls zeigt;
Fig. 2 ein schematisches Ersatzschaltbild eines PV-Moduls mit
einem internen Kontaktfehler;
Fig. 3a schematische Strom-Spannungs-Kennlinien eines PV-Moduls mit und ohne internem Kontaktfehler;
Fig. 3b ein schematischer Impedanzverlauf eines PV-Moduls mit einem internen Kontaktfehler;
Fig. 4 ein Flussdiagramm eines Verfahrens zum Detektieren und
Signalisieren eines Kontaktfehlers; und
Fig. 5 ein Blockschaltbild einer weiteren PV-Anlage mit einer
Vorrichtung zum Detektieren und Signalisieren eines
Kontaktfehlers. Fig. 1 a zeigt eine PV-Anlage in einem Blockschaltbild. Die PV-Anlage weist einen PV-Generator 10 auf, der über Gleichstromleitungen mit einem
Wechselrichter 20 verbunden ist, der wiederum wechselstromseitig mit einem Energieversorgungsnetz 30 gekoppelt ist. Beispielhaft ist der Wechselrichter 20 zur dreiphasigen Einspeisung in das Energieversorgungsnetz 30 ausgelegt. Es versteht sich, das in alternativen Ausgestaltungen ebenfalls eine andere Anzahl von Phasen, auf denen der Wechselrichter 20 in das Energieversorgungsnetz 30 einspeist, möglich ist. In der Fig. 1 a sind lediglich die im Rahmen der Anmeldung wesentlichen Elemente der PV-Anlage dargestellt. Auf der
Wechselstromseite des Wechselrichters 20 können beispielsweise nicht gezeigte Schaltorgane (z.B. Trenner), Filter (z.B. Sinusfilter),
Netzüberwachungseinrichtungen und/oder Transformatoren vorgesehen sein. Ebenso können gleichstromseitig in der Verbindung zwischen dem PV- Generator 10 und dem Wechselrichter 20 hier nicht dargestellte Elemente wie zum Beispiel Sicherungsorgane oder Schaltorgane, zum Beispiel Last- Trennschalter, Gleichstromschütze usw., angeordnet sein.
Der PV-Generator 10 ist in diesem dargestellten Beispiel als ein String, also als eine Reihenschaltung einer Mehrzahl von PV-Modulen ausgebildet.
Beispielhaft sind in der Fig. 1 für den PV-Generator 10 zwei PV-Module 1 1 in Reihenschaltung dargestellt.
In Fig. 1 b ist der innere Aufbau eines der PV-Module 1 1 ebenfalls in einem schematischen Schaltbild wiedergegeben. Das PV-Modul 1 1 weist in diesem Beispiel drei Submodule 12 auf, die ihrerseits in Reihe verschaltet sind. Zu jedem der Submodule 12 ist eine Bypass-Diode 13 parallel geschaltet, die im Falle einer Verschattung und/oder bei Kontaktproblemen innerhalb eines Submoduls 12 leitend wird, so dass ein durch das PV-Modul 1 1 fließender Strom auf die entsprechende Bypass-Diode 13, die dem verschatteten und/oder kontaktfehlerbehafteten Submodul 12 zugeordnet ist, kommutiert.
Weiterhin weist die PV-Anlage eine Vorrichtung 40 zur Durchführung und Auswertung von Impedanzmessungen und zur Erkennung und Signalisierung von Kontaktfehlern in dem PV-Generator 10 auf. Die Vorrichtung 40 umfasst ein Einkoppelmittel 41 , über das ein Wechselspannungs-Testsignal auf eine der beiden Gleichstromleitungen zwischen dem PV-Generator 10 und dem Wechselrichter 20 aufgebracht werden kann. Im Ausführungsbeispiel der Figur 1 ist das Einkoppelmittel 41 ein Übertrager, der mit einer Sekundärwindung in die Gleichstromleitung eingeschleift ist und mit einer Primärwicklung mit einem Signalgenerator 42 verbunden ist. Weiterhin ist dem PV-Generator 10 ein Auskoppelmittel 43 zugeordnet, das im Ausführungsbeispiel ebenfalls als ein Übertrager ausgestaltet ist. Das Auskoppelmittel 43 ist mit einer Primärwicklung jeweils mit den PV-Modulen 1 1 des PV-Generators 10 serienverschaltet. Eine Sekundärwicklung des Auskoppelmittels 43 ist mit einem Signalverstärker 44 verbunden.
Weiterhin ist eine Steuereinrichtung 45 vorgesehen, die zum einen den
Signalgenerator 42 ansteuert und zum anderen ein Ausgangssignal des Signalverstärkers 44 zur Weiterverarbeitung entgegennimmt. Die
Steuereinrichtung 45 weist zudem einen Signalausgang 46 auf, an dem ein erkannter Kontaktfehler signalisiert wird. Der Signalausgang 46 kann, wie dargestellt, in einer vorteilhaften Ausgestaltung mit dem Wechselrichters 20 gekoppelt sein, um Warneinrichtungen des Wechselrichters 20 zur
Signalisierung des Kontaktfehlers zu verwenden. Alternativ oder ergänzend kann der Signalausgang 46 auch mit einem externen Gerät gekoppelt sein. In einer vorteilhaften Ausgestaltung kann die Vorrichtung 40 auch ganz oder teilweise in den Wechselrichter 20 integriert sein. Dieses betrifft insbesondere die Steuereinrichtung 45 und den Signalgenerator 42, ggf. kann aber auch das Einkoppelmittel 41 und/oder der Signalverstärker 44 in den Wechselrichter 20 integriert sein.
Zur Impedanzmessung wird ein von dem Signalgenerator 42 erzeugtes
Wechselspannungssignal über die Einkoppelmittel 41 in den Gleichstromkreis der PV-Anlage eingespeist. Das eingespeiste Signal überlagert einen im Gleichstromkreis gegebenenfalls fließenden Gleichstrom. Das in dem PV- Generator 10 fließende Wechselspannungssignal wird von dem Auskoppelmittel 43 ausgekoppelt, von dem Signalverstärker 44 verstärkt und zur Auswertung an die Steuereinrichtung 45 weitergeleitet.
Zur Messung eines Impedanzverlaufs, also der Abhängigkeit der Impedanz von der Frequenz eines Signals, kann beispielsweise der Signalgenerator 42 ein Signal ausgeben, dessen Frequenz mit der Zeit variiert wird. Das von dem Signalverstärker 44 ausgegebene Signal ist mit dem im Gleichstromkreis fließenden Wechselstrom korreliert und wird abhängig von der Frequenz des Signalgenerators 42 ausgewertet, beispielsweise im Hinblick auf seine
Amplitudenhöhe. Zu diesem Zweck kann der Signalverstärker 44 ein
gleichrichtender Verstärker sein, der unmittelbar eine Signalamplitude bzw. ein Gleichspannungsäquivalent des Signals erfasst und weitergibt. Unter der Voraussetzung, dass die Spannung des eingekoppelten Signals im
Gleichstromkreis konstant ist, charakterisiert die gemessene Amplitudenhöhe den Betrag der Impedanz. Alternativ kann zur Bestimmung der Impedanz im Gleichstromkreis die Höhe von Wechselspannung und Wechselstrom bestimmt werden und aus dem Verhältnis der beiden Größen die Impdanz berechnet werden.
In einer alternativen Ausgestaltung ist es möglich, dass der Signalgenerator 42 ein breitbandiges Rauschsignal abgibt, das Frequenzkomponenten einer Vielzahl von Frequenzen enthält. Zur Bestimmung der frequenzabhängigen Impedanz wird dann mittels eines in der Auswerteeinheit 45 oder in den Signalverstärker 44 vorhandenen durchstimmbaren Bandpassfilters eine Signalamplitude innerhalb der PV-Generator 10 in Abhängigkeit der
Filterfrequenz erfasst, während die Filterfrequenz variiert wird.
In einer weiteren alternativen Ausgestaltung ist es auch möglich, dass einmalig zu Beginn einer Kontaktfehlererkennung ein Impedanzverlauf des PV- Generators 10 gemessen wird. Hieraus werden dann charakteristische
Parameter des Impedanzverlaufes bestimmt, beispielsweise eine
Resonanzfrequenz und ein Betrag des Impedanzminimums. Anschließend wird durch weitere kontinuierlich erfolgende Messungen analysiert, ob - und gegebenenfalls in welche Richtung - sich diese charakteristischen Parameter des Impedanzverlaufes im Laufe der Zeit verändern. Für diese kontinuierlich erfolgenden Messungen ist daher nicht mehr ein vollständiger Durchlauf eines vordefinierten Frequenzspektrums erforderlich. Vielmehr lässt sich anhand weniger Frequenz-Stützstellen in der Nähe der ursprünglich bestimmten
Resonanzfrequenz schnell und auf einfache Art und Weise ermitteln, ob - und gegebenenfalls in welche Richtung - eine Veränderung dieser
charakteristischen Parameter des Impedanzverlaufes stattgefunden hat.
Im dargestellten Ausführungsbeispiel wird vom Einkoppelmittel 41 das
Testsignal induktiv eingeprägt und durch das Auskoppelmittel 43 ein
Wechselstrom innerhalb des PV-Generators 10 gemessen. Es versteht sich, dass alternativ das Testsignal auch kapazitiv eingekoppelt werden kann. Das Auskoppelmittel 43 kann zudem alternativ und/oder zusätzlich als
spannungsmessendes Elemente ausgebildet sein.
Die dem erfindungsgemäßen Verfahren zugrunde liegenden Prinzipien werden zunächst anhand der Figuren 2 bis 4 näher erläutert. Fig. 2 zeigt in ähnlicher Weise wie Fig. 1 b ein Blockschaltbild eines PV-Moduls 1 1 . Bei dem in Fig. 2 dargestellten PV-Modul liegt bei dem in der Figur unten dargestellten Submodul 12 ein Kontaktfehler vor, der über einen Widerstand R als Ersatzschaltbild symbolisiert ist. Fig. 3a zeigt schematische Strom- / Spannungskennlinien, nachfolgend auch als I/U-Kennlinien bezeichnet, des PV-Moduls 1 1 der Fig. 2 in einem Diagramm. Dazu ist auf der vertikalen Achse des Diagramms ein durch das PV-Modul 1 1 fließender Strom I in Abhängigkeit von der vom PV- Modul 1 1 bereitgestellten Spannung U (auch PV-Spannung U genannt) dargestellt.
In Fig. 3a ist eine erste, gestrichelt dargestellte I/U-Kennlinie 50 eines PV- Moduls 1 1 ohne Kontaktfehler wiedergegeben. Im Blockschaltbild der Fig. 2 würde das einem Widerstandswert R = 0 entsprechen. Die I/U-Kennlinie 50 zeigt einen typischen Verlauf für ein nicht verschattetes PV-Modul, wobei im Grenzfall kleiner Ströme sich eine PV-Leerlaufspannung der Größe 3 ■ Uo einstellt. Die Spannung Uo bezeichnet dabei die Leerlaufspannung eines jeden der hier drei Submodule 12. Mit abnehmender Spannung U steigt der durch das PV-Modul 1 1 fließende Strom I bis zu einem Kurzschlussstromwert l0.
Eine zweite Kennlinie 51 in Fig. 4a gibt den Kontaktfehlerfall wieder, bei dem der Wert des Widerstands R signifikant größer als 0 ist. Bei kleinen
Spannungswerten verläuft die Kennlinie 51 fast Deckungsgleich zur Kennlinie 50, insbesondere wird der gleiche Kurzschlussstrom l0 erreicht. Mit wachsender PV-Spannung durchläuft die Kennlinie 51 dann einen Bereich, in dem der Strom I mit steigender PV-Spannung U zunächst langsam, dann steiler abfällt. Ähnlich wie die Kennlinie 50 dabei exponentiell auf den Strom 0 bei der
Spannung 3 ■ Uo abfällt, fällt die Kennlinie 51 exponentiell gegen einen Wert von l=0 bei einer Spannung 2 ■ Uo ab. Für PV-Spannungen U zwischen 2 ■ Uo und 3 ■ Uo fällt der Strom I linear von einem Wert nahe 0 bei der PV-Spannung 2 ■ Uo auf 0 bei der PV-Spannung 3 ■ Uo ab. Der Spannungsabfall bestimmt sich nach dem ohmschen Gesetz aus der Größe des Widerstandswertes des Kontaktfehlers. Der Spannungsbereich zwischen 2 ■ Uo und 3 ■ Uo ist in der Fig. 3a als ein erster Bereich I gekennzeichnet. Der Spannungsbereich kleiner 2 ■ Uo ist als ein zweiter Bereich II gekennzeichnet.
Fig. 2 zeigt anhand von Strompfaden, warum die Kennlinie 51 in dem ersten und zweiten Bereich I, II einen so unterschiedlichen Verlauf aufweist. Der mit I bezeichnete Strompfad liegt im ersten Bereich I vor, der mit II bezeichnete Strompfad im zweiten Bereich II. In dem ersten Bereich I ist der
Spannungsabfall am Widerstand R kleiner als die vom Submodul 12
bereitgestellte Spannung. Entsprechend sperrt die zugehörige Bypass-Diode 13 und der Strom I fließt durch den Widerstand R und die drei Submodule 12.
Fällt dagegen am Widerstand R eine Spannung ab, die größer ist als die von dem Kontaktfehler behafteten Submodul 12 bereitgestellte Spannung, wird die zugeordnete Bypass-Diode 13 leitend und der PV-Strom im PV-Modul 1 1 kommutiert auf diese Bypass-Diode 13. Diese Situation liegt im zweiten Bereich II vor, wie durch den entsprechenden Strompfad II in Fig. 2 dargestellt ist. Der zweite Bereich II wird daher im Rahmen der Anmeldung auch als kommutierter Bereich bezeichnet, da der Strom auf zumindest eine der Bypass-Dioden 13 kommutiert ist und die Kontaktfehlerstelle umgangen wird. Der erste Bereich I wird auch als unkommutierter Bereich I bezeichnet, da bei einem Arbeitspunkt des PV-Moduls 1 1 in diesem unkommutierten Arbeitspunktbereich I der Kontaktfehler bestromt ist, also auf dem Strompfad durch das PV-Modul 1 1 liegt.
Es wird darauf hingewiesen, das in der Fig. 3a der unkommutierte Bereich I und kommutierte Bereich II abhängig von der vom PV-Modul 1 1
bereitgestellten PV-Spannung U dargestellt sind. Ebenso kann der
unkommutierte Bereich I bzw. der kommutierter Bereich II auch stromabhängig dargestellt werden. Dabei liegt der kommutierte Bereich II oberhalb eines Grenzstroms IG und der unkommutierte Bereich I unterhalb des Grenzstroms lG. Die Höhe des Grenzstroms IG ist näherungsweise durch den Quotienten Uo/R gegeben.
In Fig. 3b ist ein Absolutwert eines Imdepanzwertes |Z| des PV-Moduls abhängig von der PV-Spannung U dargestellt. Die PV-Spannung U ist auf gleicher horizontaler Achse angegeben wie in der Fig. 3a. Der Impedanzwert |Z| ist beispielhaft bei einer bestimmten, hier nicht näher definierten Frequenz der Wechselspannung angegeben. Ein charakteristisches Merkmal des dargestellten Verlaufs ist ein deutlicher Sprung, hier ein Anstieg auf einen Impedanzwert |Z|G, des Betrags der Impedanz |Z| beim Übergang von dem kommutierten Bereich II zum unkommutierten Bereich I. Der Impedanzwert |Z|G ist ein Maß für den Widerstand R.
Bei einem anmeldungsgemäßen Verfahren wird ein erster Arbeitspunkt des PV-Generators derart gewählt, das er innerhalb des unkommutierten
Arbeitspunktbereichs I liegt. Bei diesem ersten Arbeitspunkt des PV- Generators wird mindestens ein Impedanzwert des PV-Generators bestimmt und mit einem Referenzimpedanzwert verglichen. Abhängig vom Ergebnis des Vergleichs wird ein Kontaktfehler erkannt und signalisiert.
Entsprechend den oben gemachten Ausführungen kann eine Einstelleinheit für den Arbeitspunkt, die die Steuereinrichtung 45 umfassen kann und/oder auch Teil des Wechselrichters 20 sein kann, einen Arbeitspunkt des PV-Generators 10 gezielt als Teil des unkommutierten Arbeitspunktbereches I dadurch anfahren, dass eine Spannung gewählt wird, die um einen Betrag unterhalb der Leerlaufspannung des PV-Generators 10 liegt, der kleiner als die
Leerlaufspannung Uo eines Submoduls 12 ist, oder indem ein Modulstrom I eingestellt wird, der kleiner als der Grenzstrom lG ist. Als dritte Möglichkeit ist die Wahl einer Spannung des PV-Generators 10 oberhalb des
Impedanzsprunges beim Übergang zwischen dem unkommutierten und dem kommutierten Arbeitspunktsbereiches gegeben. Analog kann auch ein
Arbeitspunkt im kommutierten Arbeitspunktsbereich II gezielt angefahren werden, indem eine Spannung gewählt wird, die um einen Betrag unterhalb der Leerlaufspannung des PV-Generators 10 liegt, der größer als die
Leerlaufspannung Uo eines Submoduls 12 ist, oder indem ein Modulstrom I eingestellt wird, der größer als der Grenzstrom lG ist. Als dritte Möglichkeit ist die Wahl einer Spannung des PV-Generators 10 unterhalb des
Impedanzsprunges beim Übergang zwischen dem unkommutierten und dem kommutierten Arbeitspunktsbereiches gegeben.
Ein Ausführungsbeispiel eines anmeldungsgemäßen Verfahrens ist in Fig. 4 in einem Flussdiagramm detaillierter dargestellt. Das Verfahren kann
beispielsweise mit der in Fig. 1 dargestellten PV-Anlage durchgeführt werden und wird mit Bezug auf dieses Ausführungsbeispiel und unter Benutzung der dort angegebenen Bezugszeichen nachfolgend beschrieben.
In einem ersten Schritt S1 wird ein erster Arbeitspunkt des PV-Generators im unkommutierten ersten Arbeitspunktbereich I eingestellt und ein erster
Imdedanzwert |Z| gemessen. Zur Einstellung des Arbeitspunkts kann
beispielsweise von der Steuereinrichtung 45 in Fig. 1 ein entsprechendes Signal über eine Steuerleitung, z.B. eine Kommunikationsverbindung, an den Wechselrichter 20 ausgegeben werden, der einen entsprechenden
Arbeitspunkt am PV-Generator 10 einstellt. Ein solcher erster Arbeitspunkt kann beispielsweise durch Vorgabe einer hohen PV-Spannung U eingestellt werden, die im Bereich der Leerlaufspannung des PV-Generators liegt. Ebenso kann, falls vom Wechselrichter 20 eine Steuerung des Arbeitpunkts über den PV-Strom I erfolgt, ein gegen Null gehender PV-Strom vorgegeben werden.
In einem nächsten Schritt S2 wird ein Referenz-Impedanzwert |ZR| in einem zweiten Arbeitspunkt gemessen. Eine zugrundeliegende Impedanzmessung kann bei einer oder mehreren vorgegebenen Frequenzen erfolgen oder aber durch Variation der Frequenz für einen bestimmten Frequenzbereich.
Unabhängig davon, ob Impedanzwerte bei diskreten Frequenzen oder ein Impedanzverlauf in einem (quasi-) kontinuierlichen Frequenzbereich ermittelt wird, kann daraus ein gemittelter Impedanzwert bestimmt werden. Impedanzen sind üblicherweise komplexe Größen, ohne Beschränkung wird im folgenden davon ausgegangen, dass ein Betragswert |Z| des ermittelten Impedanzwerts Z der weiteren Auswertung zugrunde liegt. Eine Auswertung kann aber ebenso auf Basis des Real- und/oder Imaginärteils eines gemessenen Impedanzwerts erfolgen.
In einem nächsten Schritt S3 wird eine Differenz zwischen den gemessenen ersten Impedanzwert |Z| und Referenz-Impedanzwert |ZR| berechnet. Der Referenz-Impedanzwert wird einer Messung entnommen, die bei einem
Arbeitspunkt des PV-Generators oder eines anderen, insbesondere
baugleichen PV-Generator aus dem kommutierten Arbeitspunktbereich II vorgenommen wurde. Im Folgenden wird aber zur einfacheren Beschreibung nur der Fall behandelt, dass beide Messungen am gleichen PV-Generator vorgenommen werden.
In einem nächsten Schritt S4 wird die im Schritt S3 bestimmte Differenz der Impedanzwerte ΔΖ mit einem ersten Grenzwert ΔΖι verglichen. Falls die gemessene Differenz ΔΖ nicht größer als der erste Grenzwert ΔΖι ist, verzweigt das Verfahren zu einem Schritt S5, in dem eine Wartezeit abgewartet wird, bevor das Verfahren erneut mit dem Schritt S1 durchgeführt wird. Während der Wartezeit wird der PV-Generator 10 bevorzugt zur Erzeugung von elektrischer Energie in seinem optimalen Arbeitspunkt betrieben. Bei einer zu kurzen Wartezeit sinkt die Effektivität der PV-Anlage, da während des Durchführens der Diagnoseschritte S1 bis S4 der PV-Generator nicht in seinem optimalen Arbeitspunkt betrieben wird. Bei zu langer Wartezeit im Schritt S5 wird die Diagnose unter Umständen zu selten durchgeführt, um vor Folgeschäden eines nicht rechtzeitig erkannten Kontaktfehlers zu schützen. Bevorzugt wird im Schritt S5 eine Wartezeit eingestellt, die einen Kompromiss zwischen den unterschiedlichen Anforderungen darstellt.
Wenn im Schritt S4 erkannt wurde, dass die Differenz ΔΖ größer ist als der erste Grenzwert ΔΖ1 , verzweigt das Verfahren zu einem Schritt S6, in dem ein Kontaktfehler erkannt und signalisiert wird. In einer ersten Ausgestaltung des Verfahrens kann dieses mit dem Detektieren und Signalisieren des
Kontaktfehlers im Schritt S6 beendet sein. Gegebenenfalls kann der
Wechselrichter 20 angewiesen werden, in dem ersten Arbeitspunkt zu verweilen, um durch den geringen Stromfluss in diesem Arbeitspunkt eine Überhitzung des Kontaktfehlerbereichs zu vermeiden.
Optional können die beiden in Fig. 4 gestrichelten Blöcke einzeln oder nacheinander zusätzlich durchlaufen werden. In einem ersten Block mit Schritten S7 bis S9 kann zwischen verschiedenen wahrscheinlichen Typen des Kontaktfehlers unterschieden werden. In einem zweiten Block mit den Schritten S10 bis S14 kann plausibilisiert werden, dass ein Fehler tatsächlich innerhalb eines der PV-Module des PV-Generators vorliegt und nicht extern in der Verkabelung zwischen den Modulen bzw. zwischen dem PV-Generator und dem Wechselrichter.
In einem ersten Schritt S7 des ersten Blocks wird die gemessene Differenz ΔΖ der Impedanzwerte mit einem zweiten Grenzwert ΔΖ2 verglichen. Dieser zweite Grenzwert ΔΖ2 ist größer als der erste Grenzwert ΔΖι . Falls die Differenz ΔΖ größer ist als dieser zweite Grenzwert ΔΖ2, verzweigt das Verfahren zu einem Schritt S8, in dem als Typ des Kontaktfehlers ein möglicher Verbinderabriss innerhalb eines PV-Moduls 1 1 angezeigt wird. Hintergrund ist, dass ein
Kontaktfehler, der mit derartig großen Impedanzwerten einhergeht, auf eine weitgehende oder vollständige Unterbrechung innerhalb des PV-Moduls, die mit großer Wahrscheinlichkeit auf ein Lösen eines Zellverbinders hinweist, vorliegt. Falls in dem Schritt S7 festgestellt wird, dass die Differenz ΔΖ nicht größer als der zweite Grenzwert ΔΖ2 ist, verzweigt das Verfahren zu einem Schritt S9, in dem ein nicht näher spezifizierter hochohmiger Kontaktfehler angezeigt wird. Nach Ausführen eines der Schritte S8 oder S9 ist der erste optionale Block beendet.
In dem zweiten optionalen Block, der ausgehend vom Schritt S6 oder nach Beendigung des ersten optionalen Blocks durchlaufen werden kann, wird in einem Schritt S10 ein weiterer Arbeitspunkt des PV-Generators 10 eingestellt, der in dem kommutierten zweiten Arbeitspunktbereich II (vgl. Fig. 3a) des PV- Generators liegt.
Wenn der im Schritt S6 erkannte Kontaktfehler tatsächlich innerhalb eines PV- Moduls 1 1 liegt, würde der Kontaktfehlerbereich beim Betreiben des PV- Generators im kommutierten Bereich II durch Kommutieren des PV-Stroms auf die dem Kontaktfehlerbereich zugeordnete Bypass-Diode 13 (vgl. Fig 2) umgangen. Der Kontaktfehlerbereich wäre damit nicht mehr im Strompfad enthalten.
In einem nächsten Schritt S1 1 wird analog zum Schritt S1 der Impedanzwert |Z| ein weiteres Mal gemessen. Von diesem gemessenen Wert wird wiederum die Differenz ΔΖ zum Referenz-Impedanzwert |ZR| analog zum Schritt S3 bestimmt und in einem nachfolgenden Schritt S12 mit einem dritten Grenzwert ΔΖ3 verglichen. Wenn in diesem Fall die Differenz ΔΖ des gemessenen
Impedanzwertes zum Referenz-Impedanzwert nicht größer als der dritte
Grenzwert ΔΖ3 ist, zeigt dieses an, dass mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit der Kontaktfehler tatsächlich innerhalb des PV-Moduls 1 1 vorlag. In der Messung im Schritt S1 1 wurde der Kontaktfehler durch Kommutieren des PV-Stroms auf die Bypass-Diode 13 maskiert.
Wenn dagegen im Schritt S12 festgestellt wird, dass auch in diesem zweiten Arbeitspunkt des PV-Generators die Differenz AZ der Impedanzwerte größer als der dritte Grenzwert ΔΖ3 ist, zeigt dieses einen Fehler in der Verkabelung der PV-Module 1 1 untereinander oder der Verkabelung zwischen dem PV- Generator 10 und dem Wechselrichter 2 an, der nicht zu einer Kommutierung des PV-Stroms auf eine Bypass-Diode 13 führt. Der dritte Grenzwert ΔΖ3 kann identisch mit dem ersten Grenzwert ΔΖι gewählt werden.
Fig. 5 zeigt ein weiteres Ausführungsbeispiel einer zur Durchführung des Verfahrens geeigneten PV-Anlage. Gleiche Bezugszeichen kennzeichnen in dieser Figur gleiche oder gleichwirkende Elemente wie in Fig. 1 .
Vom Grundaufbau her entspricht die in Fig. 5 dargestellte PV-Anlage der in Fig. 1 gezeigten, auf deren Beschreibung hiermit verwiesen wird. Im Unterschied zu dem in Fig. 1 gezeigten Ausführungsbeispiel umfasst der PV-Generator der PV-Anlage der Fig. 5 eine Parallelschaltung von zwei PV-Teilgeneratoren 10a und 10b. Jeder dieser PV-Teilgeneratoren 10a, 10b ist im angegebenen
Beispiel als ein String, also eine Reihenschaltung einer Mehrzahl von PV- Modulen 1 1 a bzw. 1 1 b ausgebildet.
Jedem der Teilgeneratoren 10a, 10b ist ein Auskoppelmittel 43a bzw. 43b zugeordnet, das wiederum wie das Auskoppelmittel 43 beim
Ausführungsbeispiel der Fig. 1 als Übertrager ausgestaltet ist. Die
Auskoppelmittel 43a, 43b sind mit einer Primärwicklung jeweils mit den PV- Modulen 1 1 a bzw. 1 1 b der PV-Teilgeneratoren 10a bzw. 10b serienverschaltet. Eine jeweilige Sekundärwinklung der Auskoppelmittel 43a, 43b ist mit einem jeweiligen separaten Signalverstärker 44a, 44b verbunden. Die Ausgänge der Signalverstärker 44a, 44b werden von der Steuereinrichtung 45
entgegengenommen und weiterverarbeitet. Wie beim Ausführungsbeispiel der Fig. 1 ist ein Einkoppelmittel 41 mit zugeordnetem Signalgenerator 42 vorhanden.
Die in Fig. 5 dargestellte Anordnung erlaubt es, Impedanzwerte innerhalb der PV-Teilgeneratoren 10a und 10b durch Auswertung der entsprechenden Signale des Signalverstärkers 44a bzw. 44b unabhängig voneinander zu ermitteln. Das in Fig. 4 dargestellte Verfahren kann entsprechend in unterschiedlichen Durchläufen getrennt für den PV-Teilgenerator 10a bzw. den PV-Teilgenerator 10b durchgeführt werden. Eine Kontaktfehlererkennung und -signalisierung ist damit auf Ebene der einzelnen PV-Teilgeneratoren 10a, 10b möglich, wodurch ein Kontaktfehler auf der Ebene der PV-Teilgeneratoren 10a, 10b lokalisiert werden kann. Insbesondere im Fall von baugleichen PV-Teilgeneratoren kann der Referenz-Impedanzwert des einen PV-Teilgenerator auch als Referenz- Impedanzwert des anderen PV-Teilgenerator bei der Kontaktfehlererkennung verwendet werden, ohne dass eine eigenständige Messung hierzu erforderlich wäre.
Die dargestellte Anzahl von zwei PV-Teilgeneratoren 10a, 10b im
Ausführungsbeispiel der Fig. 5 ist rein beispielhaft und nicht einschränkend. Das in Fig. 5 dargestellte Messprinzip der Impedanzmessung innerhalb eines einzelnen PV-Teilgenerators kann auch auf eine größere Anzahl von PV- Teilgeneratoren innerhalb eines PV-Generators übertragen werden.
Bezuqszeichenliste
10 PV-Generator
10a, 10b PV-Teilgenerator
1 1 , 1 1 a, 1 1 b PV-Modul
12, 12a, 12b Submodul
13 Bypass-Diode
20 Wechselrichter
30 Energieversorgungsnetz
40 Vorrichtung zum Detektieren und Signalisieren eines
Kontaktfehlers
41 Einkoppelmittel
42 Signalgenerator
43, 43a, 43b Auskoppelmittel
44, 44a, 44b Signalverstärker
45 Steuereinrichtung
46 Signalausgang
50, 51 , 52 Kennlinie
I unkommutierter Arbeitspunktbereich
11 kommutierter Arbeitspunktbereich
I PV-Strom
U PV-Spannung
Uo Leerlaufspannung eines Submoduls
|Z| Impedanzwert
|ZR| Referenz-Impedanzwert
ΔΖ Differenz
ΔΖι erster Grenzwert
ΔΖ2 zweiter Grenzwert

Claims

Ansprüche
1 . Verfahren zum Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers
innerhalb eines PV-Moduls (1 1 ) eines PV-Generators (10), wobei das PV- Modul (1 1 ) mindestens zwei in Reihe geschalte Submodule (12) aufweist, zu denen jeweils eine Bypass-Diode (13) parallel geschaltet ist, auf die ein durch das PV-Modul (1 1 ) fließender Strom kommutieren kann, mit den folgenden Schritten:
- Durchführen einer ersten Impedanzmessung an dem PV-Generator (10) in einem ersten Arbeitspunkt des PV-Generators (10), der innerhalb eines unkommutierten Arbeitspunktsbereichs (I) liegt, zur Ermittlung mindestens eines Impedanzwertes (|Z|) des PV-Generators (10);
- Durchführen einer zweiten Impedanzmessung in einem leerlauffernen, in einem kommutierten Arbeitspunktsbereich (II) liegenden
Arbeitspunkt eines weiteren PV-Generators zur Ermittlung eines Referenz-Impedanzwertes (|ZR|);
- Vergleichen des mindestens eines ermittelten Impedanzwertes (|Z|) mit dem Referenz-Impedanzwert (|ZR|) des PV-Generators (10); und
- Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb des PV- Moduls (1 1 ) des PV-Generators (10) abhängig von einem Ergebnis des Vergleichs des gemessenen Impedanzwertes (|Z|) im ersten
Arbeitspunkt mit dem Referenz-Impedanzwert (|ZR|).
2. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei der weitere PV-Generator identisch mit dem PV-Generator (10) ist.
3. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem der weitere PV-Generator ein zum PV-Generator (10) baugleicher PV-Generator ist.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 oder 3, bei dem die erste und die zweite Impedanzmessung jeweils bei mindestens zwei unterschiedlichen Frequenzen durchgeführt werden, wobei der Referenz-Impedanzwert (|ZR|) und der Impedanzwert (|Z|) jeweils aus einer Kombination einzelner Messwerte bei den unterschiedlichen Frequenzen gebildet wird.
5. Verfahren nach Anspruch 4, bei dem die Kombination eine mit
Wichtungsfaktoren gewichtete Summe ist.
6. Verfahren nach Anspruch 4, bei dem der Impedanzwert (|Z|) als integrale Kenngröße durch eine Integration von Impedanzwerten über einen Frequenzbereich bestimmt wird.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, bei dem ein Kontaktfehler erkannt und signalisiert wird, wenn der erste Impedanzwert (|Z|) größer als der Referenz-Impedanzwert (|ZR|) ist.
8. Verfahren nach Anspruch 7, bei dem der Kontaktfehler erkannt und
signalisiert wird, wenn eine Differenz (ΔΖ) des Impedanzwertes (|Z|) des PV-Generators (10) im ersten Arbeitspunkt gegenüber dem Referenz- Impedanzwert (|ZR|) größer ist als ein erster Grenzwert (ΔΖι).
9. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem ein Verbinderabriss als Sonderfall eines Kontaktfehlers erkannt und signalisiert wird, wenn die Differenz (ΔΖ) des Impedanzwertes (|Z|) des PV-Generators (10) im ersten Arbeitspunkt gegenüber dem Referenz- Impedanzwert (|ZR|) größer ist als ein zweiter Grenzwert (ΔΖ2), der wiederum größer ist als der erste Grenzwert (ΔΖι).
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, welches zusätzlich die
folgenden Schritte aufweist:
- Durchführen einer weiteren Impedanzmessung an dem PV- Generatoren (10) in einem weiteren, im kommutierten
Arbeitspunktbereich (II) liegenden Arbeitspunkt des PV-Generators (10) im Betrieb des PV-Generators (10) zur Bestimmung mindestens eines weiteren Impedanzwertes des PV-Generators (10); und
- Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb einer externen
Verkabelung des PV-Generators (10) in Abhängigkeit eines Vergleiches des weiteren Impedanzwertes mit dem Referenz- Impedanzwert.
1 1 . Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, wobei die erste
Impedanzmessung bzw. die zweite Impedanzmessung jeweils an zueinander parallel geschalteten PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) des PV- Generators (10) durchgeführt wird.
12. Vorrichtung zum Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers
innerhalb eines PV-Moduls (1 1 ) eines PV-Generators (10), aufweisend eine Impedanzmessungsvorrichtung (40) und eine Einstelleinheit für den Arbeitspunkt des PV-Generators (10), wobei die Vorrichtung dazu eingerichtet ist, ein Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 1 1 durchzuführen.
13. Vorrichtung nach Anspruch 12, umfassend mindestens ein Einkoppelmittel (41 ) für ein Wechselspannungs-Testsignal in den PV-Generator (10), sowie mindestens ein Auskoppelmittel (43, 43a, 43b) zum Auskoppeln eines Wechselspannungssignals aus dem PV-Generator (10).
14. Vorrichtung nach Anspruch 12 oder 13 zum Detektieren und Signalisieren eines Kontaktfehlers innerhalb eines PV-Moduls (1 1 ) eines PV-Generators (10), der zwei oder mehr parallel geschaltete PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) aufweist, wobei die Vorrichtung Mittel zur Durchführung von
Impedanzmessungen der einzelnen PV-Teilgeneratoren (10a, 10b) umfasst.
15. Vorrichtung nach Anspruch 14, aufweisend je ein Auskoppelmittel (43a, 43b) zum Auskoppeln eines Wechselspannungssignals aus jedem PV- Teilgenerator (10a, 10b).
16. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 12 bis 15, bei der zumindest die Einstelleinheit in einem Wechselrichter (20) für eine PV-Anlage angeordnet ist.
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