WO2022053131A1 - Elektrisches netzwerk - Google Patents

Elektrisches netzwerk Download PDF

Info

Publication number
WO2022053131A1
WO2022053131A1 PCT/EP2020/075200 EP2020075200W WO2022053131A1 WO 2022053131 A1 WO2022053131 A1 WO 2022053131A1 EP 2020075200 W EP2020075200 W EP 2020075200W WO 2022053131 A1 WO2022053131 A1 WO 2022053131A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
groups
electrical network
dynamic isolator
voltage difference
dynamic
Prior art date
Application number
PCT/EP2020/075200
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Shivansh BATRA
Thomas Beckert
Original Assignee
Siemens Aktiengesellschaft
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens Aktiengesellschaft filed Critical Siemens Aktiengesellschaft
Priority to PCT/EP2020/075200 priority Critical patent/WO2022053131A1/de
Priority to EP20780934.4A priority patent/EP4088353A1/de
Priority to CN202080098506.4A priority patent/CN115280628A/zh
Priority to US17/911,444 priority patent/US20230099409A1/en
Publication of WO2022053131A1 publication Critical patent/WO2022053131A1/de

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
    • H02J1/08—Three-wire systems; Systems having more than three wires
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H1/00—Details of emergency protective circuit arrangements
    • H02H1/0007—Details of emergency protective circuit arrangements concerning the detecting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/26—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents
    • H02H3/36—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points of different systems, e.g. of parallel feeder systems
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
    • H02J1/08—Three-wire systems; Systems having more than three wires
    • H02J1/084—Three-wire systems; Systems having more than three wires for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
    • H02J1/002—Intermediate AC, e.g. DC supply with intermediated AC distribution
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the invention relates to an electrical network.
  • Direct current networks also known as DC (direct current) networks, consist of feeders and consumers. Such DC networks are becoming increasingly popular because conversion losses are minimized. Energy effi ciency is increased because a DC/AC conversion is only required once for all motors instead of making a conversion for each motor. In addition, the losses in DC networks are very low because the frequency is zero (0Hz) and there are no impedance losses, only ohmic losses. Another advantage of DC networks is that there is no skin effect due to zero frequency (0Hz), so cables with smaller cross-sections, for example, can be used at lower costs.
  • any type of feed can be used on a typical DC network.
  • renewable energy sources such as photovoltaics or wind turbines can be used as feeds, or batteries or flywheels or alternating current networks, including AC (alternating current) networks, with alternating current/direct current converters can be used as backup resources.
  • Each feed uses a converter, either AC-DC or DC-DC at different DC voltages.
  • DC link capacitors are typically used directly after the converters on the DC side.
  • each converter is connected to a DC link capacitor. bound, such a system is referred to as a direct current intermediate circuit (DC link).
  • the AC-DC converter in a DC network can be either unidirectional (rectifier) or bidirectional (e.g. in Active Front Technology).
  • uncontrolled rectifiers in unidirectional mode consist of diodes or Active Front Ends (AFE), which consist of IGBTs and diodes.
  • a current cannot flow from the DC to the AC side when the Active Front End (AFE) is off, which is prevented by flywheel diodes.
  • the diode arrangement does not prevent current from flowing from the AC to the DC side if the DC side has a lower voltage than the AC side.
  • the active front end (AFE) corresponds to a three-phase, uncontrolled rectifier.
  • the feeders are connected to a busbar.
  • the loads are supplied with power from the infeeds via a common busbar.
  • Electric motors that require an AC power supply are generally considered as electrical consumers, which is why extra DC-AC converters are required for each motor on the consumer side.
  • Each converter is in turn connected to a DC link capacitor to keep a constant voltage.
  • EMC filters Electromagnetic Compatibility
  • Common-mode capacitors provide a low-impedance path for a common-mode current that would otherwise flow to the transformer star and induce a fault current without a fault occurring. In such a case, the fault current cannot be distinguished from a leakage current or earth fault.
  • a common mode capacitor is therefore typically used in conjunction with a power converter to improve power quality and limit leakage current by requiring the current to flow through the common mode capacitor rather than to the transformer star, which would create a fault current. If EMC filters are not used, the power conversion would generate electromagnetic distortions on other devices and thus could interfere with normal operation. For these reasons, not using an EMC filter should be avoided.
  • leakage currents Common-mode currents that flow during normal operation are known as leakage currents.
  • the main reason for these leakage currents are the parasitic capacitors that exist throughout the system. Therefore, all ungrounded systems will be grounded via parasitic capacitors.
  • a voltage between a DC cable and earth can change constantly, also due to the charging and discharging of the line filter coils at the switching frequency.
  • There are many techniques to reduce leakage currents either by using common mode inductors as in an EMC filter or by uses a shield on the motor cables, creating low-impedance paths for leakage currents .
  • a large number of power converters are connected to the power rail. Either on the supply side or on the consumer side. For example, if two Active Front Ends (AFE ) are connected to the power rail on the supply side, only one will be grounded and the other will be operated ungrounded, since if both were grounded separately, both would continuously change the system voltage with respect to ground, in step with it switching frequency . The switching frequency would create a ground fault between the two grounding points and thus trigger a residual current device (RCD) without a fault occurring.
  • AFE Active Front Ends
  • the problem described can be solved, for example, with a three-phase three-winding transformer, which means that there is no ground fault for the current.
  • the problem can become critical if photovoltaic systems are added to the direct current network, since these often have a separate grounding.
  • the aluminum frame is earthed to avoid touch voltages.
  • the photovoltaic modules float, there are parasitic capacitors between the module and the aluminum frame. This creates a ground path current which can trip an earth leakage circuit breaker.
  • the electrical network according to claim 1 is equipped with feeds, consumers and a distribution network arranged between them and made up of at least one dynamic isolator and busbars, the feeders and consumers being arranged together with associated busbars in groups which are connected to one another by means of the at least one dynamic isolator can be electrically connected or disconnected, the at least one dynamic isolator monitoring the voltage on its adjacent busbars for a voltage difference, the at least one dynamic isolator electrically separating the groups from one another in the normal state without voltage difference, and wherein at a voltage difference between its adjacent busbars and the at least one dynamic isolator electrically connects the groups to one another.
  • the advantage here is that in the normal state the dynamic isolator electrically separates the groups from one another, so there is no loss of performance. This means that no common-mode currents can flow between the groups.
  • the individual groups are electrically isolated from one another. Therefore there is no ground path and therefore no current between different grounding points. This allows all power conversion learn a separate ground connection .
  • Another advantage is that there is increased system stability in the event of short-circuit faults since the complete system does not have to be shut down together. A capacitor discharge from other groups is also prevented.
  • the power flow of the consumers can be controlled with the dynamic isolator, since controlled rectifiers are integrated in this.
  • the at least one dynamic isolator electrically connects the groups to one another when the voltage difference is greater than a predetermined voltage difference threshold value.
  • the at least one dynamic isolator separates the groups again after the connection if there is a voltage difference in its adjacent busbars if there is a fault in one of the adjacent groups.
  • it is repeatedly determined at a time interval ( ⁇ t) whether there is a fault in one of the neighboring groups.
  • a fault in one of the adjacent groups is assumed if the change in the voltage difference of the adjacent busbars exceeds a voltage change threshold value.
  • a fault in one of the neighboring groups is assumed when a current change by the at least one dynamic I solator exceeds a current change threshold value.
  • the dynamic isolator separates the groups if no voltage difference occurs across the dynamic isolator, which is associated with a power flow through the dynamic isolator and an imbalance between feeds and consumers in a group.
  • the current is monitored for overload in at least one dynamic isolator and the at least one dynamic isolator is protected in the event of an overload.
  • the electrical network is operated with direct current or alternating current.
  • the at least one dynamic isolator comprises two anti-parallel, solid-insulated transformers (solid state transformers, SST) or active front ends (AFE).
  • At least one electromechanical switch is provided for disconnecting a feed or a consumer in the event of a fault.
  • Figure 1 DC network with feeds and consumers and dynamic isolators
  • FIG. 1A and 2B Dynamic isolators for DC operation
  • FIG. 3 AC network with feeders and consumers and dynamic isolators
  • FIG. 1 shows an electrical network 1000 according to the invention.
  • This electrical network 1000 includes feeders 1010; 1011; 1012; 1013, consumer 1050; 1051; 1052; 1053 and a distribution network 2000 arranged in between.
  • This distribution network 2000 comprises at least one dynamic isolator 2010; 2011 and busbars 200, 200', 200''.
  • the feeds 1010; 1011; 1012; 1013 and consumers 1050; 1051; 1052; 1053 are arranged in groups together with associated busbars 200, 200', 200'', these groups being isolated by means of the dynamic isolators 2010; 2011 can be electrically connected to each other or separated.
  • the infeed 1010 and the consumer 1050 on the busbar 200 form a first group
  • the infeeds 1011 and 1012 and the consumers 1051 and 1052 together with the busbar 200' form a second group
  • the infeed 1013 and the consumer 1053 together with the busbar 200'' a third group.
  • the bus bar 200 of the first group is connected to the bus bar 200' of the second group by means of a first dynamic isolator 2010, so that the first dynamic isolator 2010 can electrically connect or disconnect the bus bars 200, 200' to each other.
  • the at least one dynamic isolator 2011; 2012 monitors the voltage on its adjacent busbars for a voltage differential. Accordingly, the first dynamic isolator 2010 monitors the voltage difference from busbar 200 of the first group to busbar 200' of the second group, the second dynamic isolator 2011 monitors the voltage difference of busbar 200' of the second group to busbar 200'' of the third group.
  • the at least one dynamic isolator 2010 separates; 2011 the groups electrically from each other.
  • the first dynamic isolator 2010 were monitoring the bus bars 200 and 200' with no voltage differential, the first group would be electrically isolated from the second group.
  • the voltage on bus bars 200 and 200' could each be 650V, so the voltage difference would be 0V.
  • the groups are electrically connected to each other. If the voltage drops on a busbar 200, 200', 200'', the at least one dynamic isolator 2010; 2011; 2012 in the 2000 distribution network to ensure that neighboring groups are electrically connected to one another and that voltage dips can thus be compensated.
  • the voltage on bus bars 200 and 200' could be 650V and 645V, so that the voltage difference reference would be 5V and connect these two groups together. If the voltages on the busbars 200 and 200' were equalized, for example to 650V and 649V, these two groups would be separated from one another again.
  • the at least one dynamic isolator 2010; 2011; 2012 electrically connects the groups together when the voltage difference is greater than a predetermined voltage difference threshold.
  • this voltage difference threshold could be 5V.
  • the at least one dynamic isolator 2010; 2011, 2012 electrically separates the groups from each other after they have been connected if there is a fault in one of the neighboring groups. It can be provided that at the time interval ⁇ t it is repeatedly determined whether there is a fault in one of the neighboring groups.
  • a fault in one of the neighboring groups can be assumed if the change in the voltage difference of the neighboring busbars 200, 200', 200'' exceeds a voltage change threshold value.
  • a fault in one of the neighboring groups can be assumed if a current change through the at least one dynamic isolator 2010; 2011; 2012 exceeds a current change threshold.
  • the Dynamic Isolator 2010; 2011; 2012 can separate the groups provided there is no voltage difference across the dynamic isolator 2010; 2011; 2012 occurs associated with power flow through the dynamic isolator 2010; 2011; 2012 and an imbalance between feeds 1010; 1011; 1012; 1013 and consumers 1050; 1051; 1052; 1053 is connected in a group.
  • the at least one dynamic isolator 2010; 2011; 2012 the current is monitored for overload and, in the event of an overload, the at least one dynamic isolator 2010; 2011; 2012 is protected.
  • the electrical network 1000 according to the invention can be operated with direct current or alternating current.
  • the exemplary embodiment in FIG. 1 is a typical example of an electrical network 1000 which is operated with direct current.
  • FIG. 3 shows an electrical network 1000 which is operated with alternating current.
  • the network 1000 comprises feeders 1010; 1011; 1012 and consumer 1050; 1051; 1052.
  • Dynamic Isolators 2010; 2011; 2012, the busbar 200 can be segmented into three groups with a first group consisting of feeder 1010 and consumer 1050, a second group with feeder 1011 and consumer 1051, and a third group with feeder 1012 and consumer 1052.
  • the dynamic isolators monitor 2010; 2011; 2012 the voltage on the adjacent busbars 200 to a voltage difference.
  • the dynamic isolators separate 2010; 2011; 2012 the three groups electrically apart.
  • a voltage difference occurs between adjacent busbars 200 of the three dynamic isolators 2010; 2011; 2012 connects the respective dynamic isolator 2010; 2011; 2012 the groups electrically with each other.
  • electromechanical switches 2020; 2021; 2022; 2023; 2024; 2025; 2026; 2027 provided for separating the feeds 1010; 1011; 1012; 1013 or the consumer 1050; 1051; 1052; 1053 in case of error.
  • the electromechanical switch 2020 is provided in the first group in order to separate the infeed 2010 from the busbar 200 in the event of a fault.
  • the electromechanical switch 2021 is provided to disconnect the load 1050 from the busbar 200 in the event of a fault.
  • electromechanical switches 2020; 2021; 2022 provided, which the feeds 1010;
  • 1011; 1012 or consumers 1050; 1051; 1052 can be electrically isolated from the busbar.
  • FIGS. 2A and 2B Configurations for a dynamic isolator 2010 in a DC network are specified in FIGS. 2A and 2B.
  • two anti-parallel Solid State Transformers SST are used. These include a DC-AC converter 20, a high-frequency transformer 30 and an AC-DC converter 21 in series, as well as a DC-AC converter 23, a transformer 31 and an AC-DC converter 22 for the parallel return path.
  • SST Solid State Transformers
  • a dynamic isolator 2010 which includes a first active front end (AFE) 24, a transformer 32 and a further active front end (AFE) 25.
  • FIGS. 4A and 4B show exemplary embodiments of a dynamic isolator 2010 for an electrical network 1000 which is operated with alternating current.
  • Figure 4A therefore, in series are an AC-DC power converter 40 for line frequency, a high-frequency inverter 41, a transformer 50, an AC-DC power converter 42 and a DC-AC converter 43 for power line frequency.
  • an AC-DC converter 47, a high-frequency inverter 46, a transformer 51, an AC-DC converter 45 and a DC-AC converter 44 are provided accordingly.
  • the dynamic isolator 2010 comprises a series connection of a first, bidirectional AC-AC cycloconverter 48 , a transformer 52 and a second, bidirectional AC-AC cycloconverter 49 .

Abstract

Es wird ein elektrisches Netzwerk offenbart mit Einspeisungen, Verbrauchern und einem dazwischen angeordneten Verteilnetzwerk aus mindestens einem dynamischen Isolator und Sammelschienen, wobei die Einspeisungen und die Verbraucher zusammen mit zugeordneten Sammelschienen in Gruppen angeordnet sind, die mittels des mindestens einen dynamischen Isolators miteinander elektrisch verbunden oder getrennt werden können, wobei der mindestens eine dynamische Isolator die Spannung auf seinen benachbarten Sammelschienen auf eine Spannungsdifferenz überwacht, wobei im Normalzustand ohne Spannungsdifferenz der mindestens eine dynamische Isolator die Gruppen elektrisch voneinander trennt, und wobei bei einer Spannungsdifferenz seiner benachbarten Sammelschienen der mindestens eine dynamische Isolator die Gruppen elektrisch miteinander verbindet.

Description

Beschreibung
Elektrisches Netzwerk
Die Erfindung betri f ft ein elektrisches Netzwerk .
Gleichstromnetzwerke , auch DC ( Direct Current ) - Netzwerke , bestehen aus Einspeisungen und Verbrauchern . Solche Gleichstromnetzwerke erfreuen sich einer immer größeren Popularität , da Umwandlungsverluste minimiert werden . Die Energieeffi zienz wird dadurch erhöht , dass eine Konvertierung Gleich- strom/Wechselstrom nur einmal für alle Motoren notwendig ist , anstatt so eine Konvertierung für j eden Motor vorzunehmen . Zusätzlich sind die Verluste in Gleichstromnetzwerken sehr gering, da die Frequenz Null ( 0Hz ) ist und keine Impedanzverluste , sondern nur ohmsche Verluste , vorliegen . Ein weiterer Vorteil von Gleichstromnetzen ist , dass kein Skin-Ef fekt aufgrund der Frequenz Null ( 0Hz ) vorliegt , somit können beispielsweise Kabel mit kleineren Querschnitten verwendet werden bei geringeren Kosten .
An einem typischen Gleichstromnetzwerk kann j ede Art von Einspeisung verwendet werden . Beispielsweise können als Einspeisungen erneuerbare Energiequellen wie Photovoltaik oder Windturbinen oder als Backup-Ressourcen Batterien oder Schwungräder oder Wechselstromnetze , auch AC (Alternating Current ) - Netze , mit Wechselstrom-Gleichstrom-Wandlern verwendet werden . Jede Einspeisung benutzt einen Wandler, entweder einen Wechselstrom-Gleichstrom oder einen Gleichstrom-Gleichstrom bei unterschiedlichen Gleichstromspannungen . Um einen nahezu konstanten Gleichstrom ( konstante DC Spannung) ohne Fluktuationen zu erhalten, werden typischerweise Gleichstrom- Zwischenkreis-Kondensatoren direkt nach den Wandlern auf der Gleichstromseite verwendet . So wird typischerweise j eder Wandler mit einem Gleichstrom-Zwischenkreis-Kondensator ver- bunden, ein solches System wird als Gleichstrom-Zwischenkreis ( DC-Link) bezeichnet .
Der Wechselstrom-Gleichstrom-Wandler in einem Gleichstromnetz kann entweder unidirektional ( Gleichrichter ) oder bidirektional (beispielsweise in Active Front Technologie ) aufgebaut werden . Typischerweise bestehen ungesteuerte Gleichrichter im unidirektionalen Modus aus Dioden oder Active Front Ends (AFE ) , welche aus IGBTs und Dioden bestehen . Ein Strom kann nicht von der Gleichstrom- zur Wechselstromseite fließen, wenn das Active Front End (AFE ) ausgeschaltet ist , was von Freilauf dioden verhindert wird . Dass Strom von der Wechselstrom- zur Gleichstromseite fließen kann wird durch die Diodenanordnung nicht verhindert , wenn die Gleichstromseite eine geringere Spannung als die Wechselstromseite aufweist . Somit entspricht das Active Front End (AFE ) im ausgeschalteten Zustand einem dreiphasigen, unkontrollierten Gleichrichter .
Typischerweise sind die Einspeisungen an eine Sammelschiene angeschlossen . Die Verbraucher werden über eine gemeinsame Sammelschiene mit Leistung aus den Einspeisungen versorgt .
Als elektrischer Verbraucher kommen generell elektrische Motoren in Betracht , die eine Wechselstromversorgung benötigen, weshalb extra Gleichstrom-Wechselstrom-Wandler für j eden Motor auf der Verbraucherseite benötigt werden . Jeder Wandler ist wiederum an einen Gleichstrom-Zwischenkreis-Kondensator angeschlossen, um eine konstante Spannung zu halten . Somit befinden sich weitere Kondensatoren vor den Gleichstrom- Wechselstrom-Wandlern ( Invertern) .
Leistungselektronikwandler, welche zur Leistungsumwandlung genutzt werden, arbeiten typischerweise mit hohen Schaltfrequenzen . Dies bedingt , dass sie Rauschen erzeugen, welches auch Total Harmonie Distortion ( THD) genannt wird . Dieses Rauschen verschlechtert die Qualität des Stroms und/oder der Spannung auf der Einspeiseseite . Um dieses Problem zu lösen, werden sogenannte EMC-Filter (Electromagnetic Compatibility) benutzt , welche Di f ferentialmode-Kondensatoren verwenden zur Verbesserung des THD-Wertes . Gleichtakt-Kondensatoren stellen einen Niederimpedanz-Pfad für einen Gleichtakt-Strom zur Verfügung, welcher sonst zum Trans formatorstern fließen und einen Fehlerstrom induzieren würde , ohne dass ein Fehlerfall vorliegt . In solch einem Fall kann der Fehlerstrom nicht unterschieden werden von einem Verluststrom oder Erdfehler .
Ein Gleichtakt-Kondensator wird daher typischerweise benutzt zusammen mit einem Leistungswandler zur Erhöhung der Stromqualität und zum Begrenzen des Leckstroms dadurch, dass der Strom durch den Gleichtakt-Kondensator fließen muss anstatt anderenfalls zum Trans formatorstern, womit ein Fehlerstrom erzeugt würde . Wenn EMC-Filter nicht benutzt werden, würden die Leistungswandlung elektromagnetische Verzerrungen an anderen Geräten erzeugen und könnte somit den normalen Betrieb stören . Aus diesen Gründen sollte vermieden werden, einen EMC-Filter nicht zu benutzen .
Gleichtakt-Ströme , welche im Normalbetrieb fließen, sind bekannt als Leckströme . Hauptgrund für diese Leckströme sind die parasitären Kondensatoren, welche überall im System existieren . Daher werden alle nicht geerdeten Systeme geerdet über parasitäre Kondensatoren . Leistungswandler arbeiten üblicherweise mit Pulsweitenmodulation ( PWM) - Technologie und haben hohe Schaltgeschwindigkeiten . Dies produziert steile Spannungs flanken . Aufgrund der permanenten Spannungs fluktuation zwischen Line und Erde fließt Strom über die parasitären Kondensatoren zur Erde basierend auf der Gleichung I = C 5V / 5t .
Eine Spannung zwischen einem Gleichstrom-Kabel und Erde kann sich permanent ändern, auch aufgrund des Ladens und Entladens der Line-Filter-Spulen mit der Schalt frequenz . Es gibt viele Techniken zur Reduzierung der Leckströme entweder durch Gleichtakt-Spulen wie in einem EMC-Filter oder durch die Be- nutzung einer Abschirmung der Motor-Kabel , wodurch Niederimp- edanz-Pfade für Leckströme erzeugt werden .
In Gleichstromnetzwerken sind eine Viel zahl von Leistungswandlern an die Stromschiene angeschlossen . Entweder auf der Einspeiseseite oder auf der Verbraucherseite . Wenn beispielsweise zwei Active Front Ends (AFE ) an der Einspeiseseite an die Stromschiene angeschlossen sind, wird nur einer geerdet und der andere ungeerdet betrieben, da falls beide separat geerdet wären, beide die Systemspannung bezüglich der Erde kontinuierlich verändern würden, und zwar im Takt ihrer Schalt frequenz . Die Schalt frequenz würde einen Erdschluss zwischen den beiden Erdungs-Punkten erzeugen und damit einen Fehlerstrom-Schutzschalter (Residual Current Device , RCD) auslösen, ohne dass ein Fehlerfall vorliegen würde .
Das beschriebene Problem kann beispielsweise mit einem Drei- Phasen Dreiwicklungstrans formator gelöst werden, wodurch kein Erdschluss für den Strom existiert . Das Problem kann kritisch werden, wenn Photovoltaiksysteme zum Gleichstromnetz hinzugenommen werden, da diese viel fach eine separate Erdung aufweisen . Typischerweise ist der Aluminiumrahmen geerdet , um Berührungsspannungen zu vermeiden . Obwohl die Photovoltaikmodu- le floaten existieren parasitäre Kondensatoren zwischen dem Modul und dem Aluminiumrahmen . Dies erzeugt einen Erdpfad- Strom, welcher einen Fehlerstrom-Schutzschalter auslösen kann .
Wenn auf der Einspeiseseite die Anzahl der Frequenzwandler erhöht wird, erhöhen sich ebenso die Leckströme signi fikant aufgrund der Einführung von Leck-Kondensatoren auf der Verbraucherseite . Für die Integration einer Photovoltaikanlage kann dieses beschriebene Problem mit der Benutzung der unidi- rektionalen SST-Technologie ( Solid State Trans former ) oder DC/DC-Trans formatoren, welche elektrisch das PV-System isolieren, gelöst werden . Dasselbe Konzept kann auch für Leistungswandler verwendet werden, um den Gleichtakt-Strom zu re- duzieren mittels eines bidirektionalen DC/DC-SST für j eden Wandler . Eine solche Lösung wird den Gleichtakt-Strom reduzieren und den Erdstrom-Pfad eliminieren, aber ist höchst unpraktisch und kostenintensiv .
Es ist daher Aufgabe der Erfindung, ein elektrisches Netzwerk zur Verfügung zu stellen, welches die benannten Probleme im Fehlerfall umgeht .
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch das elektrische Netzwerk gemäß Anspruch 1 gelöst , vorteilhafte Ausgestaltungen des erfindungsgemäßen elektrischen Netzwerks sind in den Unteransprüchen angegeben .
Das elektrische Netzwerk gemäß Anspruch 1 ist ausgestattet mit Einspeisungen, Verbrauchern und einem dazwischen angeordneten Verteilnetzwerk aus mindestens einem dynamischen I solator und Sammelschienen, wobei die Einspeisungen und die Verbraucher zusammen mit zugeordneten Sammelschienen in Gruppen angeordnet sind, die mittels des mindestens einen dynamischen I solators miteinander elektrisch verbunden oder getrennt werden können, wobei der mindestens eine dynamische I solator die Spannung auf seinen benachbarten Sammelschienen auf eine Spannungsdi f ferenz überwacht , wobei im Normal zustand ohne Spannungsdi f ferenz der mindestens eine dynamische I solator die Gruppen elektrisch voneinander trennt , und wobei bei einer Spannungsdi f ferenz seiner benachbarten Sammelschienen der mindestens eine dynamische I solator die Gruppen elektrisch miteinander verbindet .
Vorteilhaft hierbei ist , dass im Normal zustand der dynamische I solator die Gruppen elektrisch voneinander trennt , somit kein Leistungsverlust vorliegt . Somit können keine Gleichtakt-Ströme zwischen den Gruppen fließen . Die einzelnen Gruppen sind elektrisch voneinander isoliert . Daher existiert auch kein Erdpfad und damit auch kein Strom zwischen verschiedenen Erdungspunkten . Dies erlaubt allen Leistungswand- lern eine separate Erdverbindung . Ein anderer Vorteil ist , dass es eine erhöhte Systemstabilität gibt bei Kurzschlussfehlern, da das komplette System nicht zusammen heruntergefahren werden muss . Ebenso wird eine Kondensator-Entladung von anderen Gruppen verhindert . Im Wartungs fall der Leistungswandler kann der Leistungs fluss der Verbraucher kontrolliert werden mit dem dynamischen I solator, da in diesen kontrollierte Gleichrichter integriert sind . Ebenso existiert ein zusätzlicher Schutz bei Erdungs fehlern, da andere Gruppen nicht beitragen würden zum Erdungs fehler, da sie im Normal zustand voneinander isoliert sind . Des Weiteren werden verschiedene Leckstrom-Pfade blockiert durch die dynamische elektrische I solation, was die Integration einer Fehlerstromerkennung ermöglicht und ebenso die separate Erdung eines Leistungswandlers j e Teilnetz , falls dies gewünscht ist .
In einer Ausgestaltung des erfindungsgemäßen elektrischen Netzwerks verbindet der mindestens eine dynamische I solator die Gruppen elektrisch miteinander, wenn die Spannungsdi f ferenz größer als ein vorgegebener Spannungsdi f ferenzschwellwert ist .
In einer weiteren Ausgestaltung trennt der mindestens eine dynamische I solator die Gruppen nach dem Verbinden wieder bei einer Spannungsdi f ferenz seiner benachbarten Sammelschienen, wenn ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen vorliegt .
In einer Ausgestaltung wird in zeitlichem Abstand ( At ) wiederholt bestimmt , ob ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen vorliegt .
In einer Ausgestaltung des erfindungsgemäßen elektrischen Netzwerks wird ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen angenommen, wenn die Änderung der Spannungsdi f ferenz der benachbarten Sammelschienen einen Spannungsänderungs- Schwellwert übersteigt . Alternativ wird ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen angenommen, wenn eine Stromänderung durch den mindestens einen dynamischen I solator einen Stro- mänderungs-Schwellwert übersteigt .
In einer Ausgestaltung des erfindungsgemäßen elektrischen Netzwerks trennt der dynamische I solator die Gruppen, sofern keine Spannungsdi f ferenz über dem dynamischen I solator auftritt , die mit einem Leistungs fluss durch den dynamischen I solator und einem Ungleichgewicht zwischen Einspeisungen und Verbrauchern in einer Gruppe verbunden ist .
In einer weiteren Ausgestaltung des elektrischen Netzwerks wird bei mindestens einem dynamischen I solator der Strom auf Überlast überwacht und bei Überlast der mindestens eine dynamische I solator geschützt .
In einer weiteren Ausgestaltung wird das elektrische Netzwerk mit Gleichstrom oder Wechselstrom betrieben .
In einer Ausgestaltung des erfindungsgemäßen elektrischen Netzwerks umfasst der mindestens eine dynamische I solator zwei antiparallele , feststof f isolierte Trans formatoren ( „Solid State Trans former" , SST ) oder Active Front Ends (AFE ) .
In einer weiteren Ausgestaltung des erfindungsgemäßen elektrischen Netzwerks ist mindestens ein elektromechanischer Schalter zum Trennen einer Einspeisung oder eines Verbrauchers im Fehlerfall vorgesehen .
Die oben beschriebenen Eigenschaften, Merkmale und Vorteile dieser Erfindung, sowie die Art und Weise , wie sie erreicht werden, werden klarer und deutlicher verständlich im Zusammenhang mit der folgenden Beschreibung der Aus führungs formen, die im Zusammenhang mit den Figuren näher erläutert werden .
Dabei zeigen : Figur 1: Gleichstromnetzwerk mit Einspeisungen und Verbrauchern und dynamischen Isolatoren;
Figur 2A und 2B: Dynamische Isolatoren für den Gleichstrombetrieb;
Figur 3: Wechselstromnetzwerk mit Einspeisungen und Verbrauchen und dynamischen Isolatoren; und
Figur 4A
Und 4B: Dynamische Isolatoren für den Wechselstrombetrieb.
In Figur 1 ist ein erfindungsgemäßes elektrisches Netzwerk 1000 dargestellt. Dieses elektrische Netzwerk 1000 umfasst Einspeisungen 1010; 1011; 1012; 1013, Verbraucher 1050; 1051; 1052; 1053 und ein dazwischen angeordnetes Verteilnetzwerk 2000. Dieses Verteilnetzwerk 2000 umfasst mindestens einen dynamischen Isolator 2010; 2011 und Sammelschienen 200, 200', 200' '. Die Einspeisungen 1010; 1011; 1012; 1013 und die Verbraucher 1050; 1051; 1052; 1053 sind zusammen mit zugeordneten Sammelschienen 200, 200', 200' ' in Gruppen angeordnet, wobei diese Gruppen mittels der dynamischen Isolatoren 2010; 2011 miteinander elektrisch verbunden oder getrennt werden können .
Entsprechend der Figur 1 bildet die Einspeisung 1010 und der Verbraucher 1050 an der Sammelschiene 200 eine erste Gruppe, die Einspeisungen 1011 und 1012 und die Verbraucher 1051 und 1052 zusammen mit der Sammelschiene 200' eine zweite Gruppe und die Einspeisung 1013 und der Verbraucher 1053 zusammen mit der Sammelschiene 200' ' eine dritte Gruppe.
Die Sammelschiene 200 der ersten Gruppe ist mittels eines ersten dynamischen Isolators 2010 mit der Sammelschiene 200' der zweiten Gruppe verbunden, so dass der erste dynamische Isolator 2010 die Sammelschienen 200, 200' miteinander elektrisch verbinden oder trennen kann. Gleiches gilt für den zweiten dynamischen Isolator 2011, der zwischen der Sammelschiene 200' der zweiten Gruppen und der Sammelschiene 200' ' der dritten Gruppe angeordnet ist und diese miteinander elektrisch verbinden oder trennen kann.
Der mindestens eine dynamische Isolator 2011; 2012 überwacht die Spannung auf seinen benachbarten Sammelschienen auf eine Spannungsdifferenz. Entsprechend überwacht der erste dynamische Isolator 2010 die Spannungsdifferenz von Sammelschiene 200 der ersten Gruppe zu Sammelschiene 200' der zweiten Gruppe, der zweite dynamische Isolator 2011 überwacht die Spannungsdifferenz der Sammelschiene 200' der zweiten Gruppe zur Sammelschiene 200' ' der dritten Gruppe.
Im Normalzustand, was bedeutet, dass keine Spannungsdifferenz vom dynamischen Isolator 2010; 2011 bei der Überwachung festgestellt wird, trennt der mindestens eine dynamische Isolator 2010; 2011 die Gruppen elektrisch voneinander. Beispielsweise würde der erste dynamische Isolator 2010 bei Überwachung der Sammelschienen 200 und 200' ohne Spannungsdifferenz die erste Gruppe von der zweiten Gruppe elektrisch trennen. Die Spannung auf den Sammelschienen 200 und 200' könnte beispielsweise jeweils 650V betragen, so dass die Spannungsdifferenz 0V betragen würde.
Sollte eine Spannungsdifferenz benachbarter Sammelschienen 200, 200', 200' ' vom mindestens einen dynamischen Isolator 2010; 2011; 2012 festgestellt werden, so werden die Gruppen elektrisch miteinander verbunden. Bei einem Einbruch der Spannung auf einer Sammelschiene 200, 200', 200' ' sorgt der mindestens eine dynamische Isolator 2010; 2011; 2012 im Verteilnetzwerk 2000 dafür, dass benachbarte Gruppen elektrisch miteinander verbunden werden und damit Spannungseinbrüche ausgeglichen werden können.
Die Spannung auf den Sammelschienen 200 und 200' könnte beispielsweise 650V und 645V betragen, so dass die Spannungsdif- ferenz 5V betragen würde und diese beiden Gruppen miteinander verbunden werden. Bei einem Angleichen der Spannungen auf den Sammelschienen 200 und 200', beispielsweise auf 650V und 649V, würde diese beiden Gruppen wieder voneinander getrennt werden .
Es kann vorgesehen sein, dass der mindestens eine dynamische Isolator 2010; 2011; 2012 die Gruppen miteinander elektrisch verbindet, wenn die Spannungsdifferenz größer als ein vorgegebener Spannungsdifferenz-Schwellwert ist. Beispielsweise könnte dieser Spannungsdifferenz-Schwellwert 5V betragen.
Des Weiteren kann vorgesehen sein, dass bei einer Spannungsdifferenz seiner benachbarten Sammelschiene 200, 200', 200' ' der mindestens eine dynamische Isolator 2010; 2011, 2012 die Gruppen nach dem Verbinden wieder elektrisch voneinander trennt, wenn ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen vorliegt. Dabei kann vorgesehen sein, dass im zeitlichen Abstand At wiederholt bestimmt wird, ob ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen vorliegt.
Ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen kann angenommen werden, wenn die Änderung der Spannungsdifferenz der benachbarten Sammelschienen 200, 200', 200' ' ein Spannungsände- rungs-Schwellwert übersteigt. Ebenso kann ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen angenommen werden, wenn eine Stromänderung durch den mindestens einen dynamischen Isolator 2010; 2011; 2012 einen Stromänderungs-Schwellwert übersteigt.
Der dynamische Isolator 2010; 2011; 2012 kann die Gruppen trennen, sofern keine Spannungsdifferenz über dem dynamischen Isolator 2010; 2011; 2012 auftritt, die mit einem Leistungsfluss durch den dynamischen Isolator 2010; 2011; 2012 und einem Ungleichgewicht zwischen Einspeisungen 1010; 1011; 1012; 1013 und Verbrauchern 1050; 1051; 1052; 1053 in einer Gruppe verbunden ist. Zusätzlich kann vorgesehen sein, dass bei dem mindestens einen dynamischen Isolator 2010; 2011; 2012 der Strom auf Überlast überwacht wird und bei Überlast der mindestens eine dynamische Isolator 2010; 2011; 2012 geschützt wird.
Das erfindungsgemäße elektrische Netzwerk 1000 kann mit Gleichstrom oder Wechselstrom betrieben werden. Das Ausführungsbeispiel in Figur 1 ist ein typisches Beispiel für ein elektrisches Netzwerk 1000, welches mit Gleichstrom betrieben wird. In Figur 3 wird ein elektrisches Netzwerk 1000 dargestellt, welches mit Wechselstrom betrieben wird.
Entsprechend der Figur 3 umfasst das Netzwerk 1000 Einspeisungen 1010; 1011; 1012 und Verbraucher 1050; 1051; 1052. Dynamische Isolatoren 2010; 2011; 2012 können die Sammelschiene 200 segmentieren in drei Gruppen mit einer ersten Gruppe aus Einspeisung 1010 und Verbraucher 1050, einer zweiten Gruppe mit Einspeisung 1011 und Verbraucher 1051 und einer dritten Gruppe mit Einspeisung 1012 und Verbraucher 1052.
Auch hier überwachen die dynamischen Isolatoren 2010; 2011; 2012 die Spannung auf den benachbarten Sammelschienen 200 auf eine Spannungsdifferenz. Im Normalzustand ohne Spannungsdifferenz trennen die dynamischen Isolatoren 2010; 2011; 2012 die drei Gruppen elektrisch voneinander. Bei Auftreten einer Spannungsdifferenz benachbarter Sammelschienen 200 der drei dynamischen Isolatoren 2010; 2011; 2012 verbindet der jeweilige dynamische Isolator 2010; 2011; 2012 die Gruppen elektrisch miteinander.
Im ersten Ausführungsbeispiel zum Betrieb des erfindungsgemäßen elektrischen Netzwerks 1000 mit Gleichstrom entsprechend der Figur 1 sind des Weiteren elektromechanische Schalter 2020; 2021; 2022; 2023; 2024; 2025; 2026; 2027 vorgesehen zum Trennen der Einspeisungen 1010; 1011; 1012; 1013 oder der Verbraucher 1050; 1051; 1052; 1053 im Fehlerfall. In der ersten Gruppe ist der elektromechanische Schalter 2020 vorgesehen, um die Einspeisung 2010 im Fehlerfall von der Stromschiene 200 zu trennen. Des Weiteren ist der elektromechanische Schalter 2021 vorgesehen, den Verbraucher 1050 im Fehlerfall von der Sammelschiene 200 zu trennen. In der Topologie der Figur 3 sind ebenfalls elektromechanische Schalter 2020; 2021; 2022 vorgesehen, die die Einspeisungen 1010;
1011; 1012 oder die Verbraucher 1050; 1051; 1052 von der Sammelschiene elektrisch trennen können.
In den Figuren 2A und 2B sind Ausgestaltungen für einen dynamischen Isolator 2010 in einem Gleichstromnetzwerk angegeben. In Figur 2A werden zwei antiparallele Solid State Transformer (SST) verwendet. Diese umfassen seriell einen Gleichstrom- Wechselstrom-Wandler 20, einen Hochfrequenz-Transformator 30 und einen Wechselstrom-Gleichstrom-Wandler 21, sowie für den parallelen Rückpfad einen Gleichstrom-Wechselstrom-Wandler 23, einen Transformator 31 und einen Wechselstrom- Gleichstrom-Wandler 22.
In Figur 2B ist ein dynamischer Isolator 2010 dargestellt, welcher ein erstes Active Front End (AFE) 24, einen Transformator 32 und ein weiteres Active Front End (AFE) 25 umfasst.
In den Figuren 4A und 4B sind Ausführungsbeispiele für einen dynamischen Isolator 2010 dargestellt für ein elektrisches Netzwerk 1000, welches mit Wechselstrom betrieben wird. In Figur 4A sind daher seriell ein Wechselstrom-Gleichstrom- Richter 40 für die Netzfrequenz, ein Hochfrequenz-Inverter 41, ein Transformator 50, ein Wechselstrom-Gleichstrom- Richter 42 und ein Gleichstrom-Wechselstrom-Umrichter 43 für die Netzfrequenz. Für den parallelen Rückpfad ist entsprechend ein Wechselstrom-Gleichstrom-Richter 47, ein Hochfrequenz-Inverter 46, ein Transformator 51, ein Wechselstrom- Gleichstrom-Richter 45 und ein Gleichstrom-Wechselstrom- Umrichter 44 vorgesehen. Im Aus führungsbeispiel der Figur 4B umfasst der dynamische I solator 2010 eine Reihenschaltung aus einem ersten, bidirektionalen Wechselstrom-Wechselstrom-Zyklokonverter 48 , einem Trans formator 52 und einem zweiten, bidirektionalen Wechsel- strom-Wechselstrom-Zyklokonverter 49 .

Claims

Patentansprüche
1. Elektrisches Netzwerk (1000) mit Einspeisungen (1010;
1011; 1012; 1013) , Verbrauchern (1050; 1051; 1052; 1053) und einem dazwischen angeordneten Verteilnetzwerk (2000) aus mindestens einem dynamischen Isolator (2010; 2011; 2012) und Sammelschienen (200, 200', 200' ') , wobei die Einspeisungen (1010; 1011; 1012; 1013) und die Verbraucher (1050; 1051; 1052; 1053) zusammen mit zugeordneten Sammelschienen (200, 200', 200' ') in Gruppen angeordnet sind, die mittels des mindestens einen dynamischen Isolators (2010; 2011; 2012) miteinander elektrisch verbunden oder getrennt werden können, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, d a s s der mindestens eine dynamische Isolator (2010; 2011;
2012) die Spannung auf seinen benachbarten Sammelschienen (200, 200', 200' ') auf eine Spannungsdifferenz überwacht, wobei im Normalzustand ohne Spannungsdifferenz der mindestens eine dynamische Isolator (2010; 2011; 2012) die Gruppen elektrisch voneinander trennt, und wobei bei einer Spannungsdifferenz seiner benachbarten Sammelschienen (200, 200', 200' ') der mindestens eine dynamische Isolator (2010; 2011; 2012) die Gruppen elektrisch miteinander verbindet.
2. Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß Anspruch 1, wobei der mindestens eine dynamische Isolator (2010; 2011; 2012) die Gruppen elektrisch miteinander verbindet, wenn die Spannungsdifferenz größer als ein vorgegebener Spannungsdifferenz-Schwellwert ist.
3. Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß Anspruch 1 oder 2, wobei bei einer Spannungsdifferenz seiner benachbarten Sammelschienen (200, 200', 200' ') der mindestens eine dynamische Isolator (2010; 2011; 2012) die Gruppen nach dem Verbinden wieder elektrisch voneinander trennt, wenn ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen vorliegt. Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß Anspruch 3, bei dem in zeitlichem Abstand (At) wiederholt bestimmt wird, ob ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen vorliegt. Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß Anspruch 3 oder 4, bei dem ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen angenommen wird, wenn die Änderung der Spannungsdifferenz der benachbarten Sammelschienen (200, 200', 200' ') einen Spannungsänderungs-Schwellwert übersteigt . Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß Anspruch 3 oder 4, bei dem ein Fehler in einer der benachbarten Gruppen angenommen wird, wenn eine Stromänderung durch den mindestens einen dynamischen Isolator (2010; 2011; 2012) einen Stro- mänderungs-Schwellwert übersteigt . Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß einem der vorherigen Ansprüche, bei dem der dynamische Isolator (2010; 2011; 2012) die Gruppen trennt, sofern keine Spannungsdifferenz über dem dynamischen Isolator (2010; 2011; 2012) auftritt, die mit einem Leistungsfluss durch den dynamischen Isolator (2010; 2011; 2012) und einem Ungleichgewicht zwischen Einspeisungen (1010; 1011; 1012; 1013) und Verbrauchern (1050; 1051; 1052; 1053) in einer Gruppe verbunden ist. Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß einem der vorherigen Ansprüche, bei dem beim mindestens einen dynamischen Isolator (2010; 2011; 2012) der Strom auf Überlast überwacht wird und bei Überlast der mindestens eine dynamische Isolator (2010; 2011; 2012) geschützt wird. Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß einem der vorherigen Ansprüche, bei dem das elektrische Netzwerk (1000) mit 16
Gleichstrom oder Wechselstrom betrieben wird. Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß einem der vorherigen
Ansprüche, bei dem der mindestens eine dynamische Isolator (2010; 2011; 2012) zwei anti-parallele, feststoff isolierte Transformatoren („solid-state transformer", SST) oder Active Front Ends (AFE) umfasst. Elektrisches Netzwerk (1000) gemäß einem der vorherigen Ansprüche, bei dem mindestens ein elektromechanischer
Schalter (2020; 2021; 2022; 2023; 2024; 2025; 2026; 2027) zum Trennen einer Einspeisung (1010; 1011; 1012; 1013) oder eines Verbrauchers (1050; 1051; 1052; 1053) im Fehlerfall vorgesehen ist.
PCT/EP2020/075200 2020-09-09 2020-09-09 Elektrisches netzwerk WO2022053131A1 (de)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/EP2020/075200 WO2022053131A1 (de) 2020-09-09 2020-09-09 Elektrisches netzwerk
EP20780934.4A EP4088353A1 (de) 2020-09-09 2020-09-09 Elektrisches netzwerk
CN202080098506.4A CN115280628A (zh) 2020-09-09 2020-09-09 电网
US17/911,444 US20230099409A1 (en) 2020-09-09 2020-09-09 Electrical network

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/EP2020/075200 WO2022053131A1 (de) 2020-09-09 2020-09-09 Elektrisches netzwerk

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2022053131A1 true WO2022053131A1 (de) 2022-03-17

Family

ID=72659774

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2020/075200 WO2022053131A1 (de) 2020-09-09 2020-09-09 Elektrisches netzwerk

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20230099409A1 (de)
EP (1) EP4088353A1 (de)
CN (1) CN115280628A (de)
WO (1) WO2022053131A1 (de)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20110266876A1 (en) * 2009-01-12 2011-11-03 Schott Solar Ag Power supply system and photovoltaic device therefor
US20140002943A1 (en) * 2011-03-11 2014-01-02 Abb Technology Ag Dc grid and a method of limiting the effects of a fault in a dc grid
US20200119548A1 (en) * 2017-03-21 2020-04-16 Siemens Aktiengesellschaft Power distribution system

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20110266876A1 (en) * 2009-01-12 2011-11-03 Schott Solar Ag Power supply system and photovoltaic device therefor
US20140002943A1 (en) * 2011-03-11 2014-01-02 Abb Technology Ag Dc grid and a method of limiting the effects of a fault in a dc grid
US20200119548A1 (en) * 2017-03-21 2020-04-16 Siemens Aktiengesellschaft Power distribution system

Also Published As

Publication number Publication date
US20230099409A1 (en) 2023-03-30
EP4088353A1 (de) 2022-11-16
CN115280628A (zh) 2022-11-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3333005B1 (de) Modulare leistungselektronik zum laden eines elektrisch betriebenen fahrzeugs
EP3406029B1 (de) Trennvorrichtung für einen photovoltaischen string, solaranlage und betriebsverfahren für eine solaranlage mit photovoltaischem string
EP2927044B1 (de) Verfahren zum Betreiben paralleler Hilfsbetriebeumrichter in einem Schienenfahrzeug
EP1922803B1 (de) Vorrichtung für die elektroenergieübertragung
EP1841050B1 (de) Verfahren zur Umwandlung einer Gleichspannung in eine dreiphasige Wechselspannung
EP1497911B1 (de) Stromversorgung mit einem direktumrichter
EP3500473B1 (de) Energieversorgungssystem eines schienenfahrzeugs
DE102013103753A1 (de) Photovolatische energieerzeugungsanlage und verfahren zum betreiben einer pv-anlage
EP2533409A1 (de) Frequenzumrichter mit einer Strombegrenzungseinrichtung und Verfahren zum Betreiben desselben
DE102012109012A1 (de) Schaltungsanordnung für ein Solarkraftwerk mit einer Gleichspannungsquelle für eine Offsetspannung
DE102017106924A1 (de) Elektrisches Versorgungssystem für ein Flugzeug mit einem gewöhnlichen Wechselspannungsnetzwerk und einem bipolaren Gleichspannungsnetzwerk
WO2012031787A1 (de) Traktionsstromrichter
DE102013111869A1 (de) Photovoltaikanlage und Vorrichtung zum Betreiben einer Photovoltaikanlage
WO2021023604A1 (de) Energieversorgungsanlage mit einer koppeleinrichtung
DE102015202243A1 (de) Anordnung für eine Bahnstromversorgung und Verfahren zum Betrieb der Anordnung
EP4088353A1 (de) Elektrisches netzwerk
EP3180844B1 (de) Stromrichteranordnung mit kurzschlusseinheit sowie verfahren zum trennen einer wechselspannungsleitung
EP2479859B1 (de) Sicherheitsschaltung
EP2907209A1 (de) Schalteranordnung eines gleichspannungsnetzes
EP3751718A1 (de) Verfahren zur fehlerbehandlung eines fehlers in einer gleichspannungsleitung sowie eine stromrichteranordnung zum durchführen des verfahrens
WO2020200494A1 (de) Elektrisches netzwerk
DE102023202546B3 (de) Fahrzeugladeschaltung mit Umschaltern zur Abtrennung eines Last- Wechselstromanschlusses
DE102011075658B4 (de) Verfahren zum Erzeugen von Energie mittels einer Photovoltaikanlage und Photovoltaikanlage
DE102022118457B4 (de) Brückenschaltung und Energieewandlungsanlage
EP4350922A1 (de) Elektrisches netzwerk zur hochspannungsgleichstromübertragung

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 20780934

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2020780934

Country of ref document: EP

Effective date: 20220810

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE