WO2023156219A1 - Inselnetzerkennung spannungseinprägender wechselrichter und wechselrichter - Google Patents

Inselnetzerkennung spannungseinprägender wechselrichter und wechselrichter Download PDF

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WO2023156219A1
WO2023156219A1 PCT/EP2023/052637 EP2023052637W WO2023156219A1 WO 2023156219 A1 WO2023156219 A1 WO 2023156219A1 EP 2023052637 W EP2023052637 W EP 2023052637W WO 2023156219 A1 WO2023156219 A1 WO 2023156219A1
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inverter
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Björn Oliver WINTER
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Sma Solar Technology Ag
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    • H02J3/0012—Contingency detection
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    • 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
    • H02J3/388—Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network
    • G—PHYSICS
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    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
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    • H02J3/001—Methods to deal with contingencies, e.g. abnormalities, faults or failures

Definitions

  • the invention relates to a method for identifying an island grid using a voltage-impressing inverter, and to an inverter of this type.
  • EP 2 003 759 A1 discloses a method for identifying an island grid for voltage-controlled inverters, in which a test voltage is superimposed on the grid frequency, the test frequency of which is lower than the grid frequency. An island grid is recognized when a reactive power component assigned to the test voltage falls below a specified minimum.
  • the active power exchanged is regulated or determined by a continuously updated phase difference between the voltages at the bridge output and the network connection point, and the reactive power by a continuously updated amplitude difference between the two voltages.
  • the role of reactive power and active power is typically reversed. Mixed forms are also conceivable.
  • voltage-impressing inverters are able to set up an AC voltage network independently or to maintain it in a stable manner.
  • a method according to the invention for islanding detection by a voltage-impressing inverter comprises the steps:
  • the exchanged by the inverter with the sub-grid power can here, especially in networks with a network impedance with a dominant inductive component that be real power.
  • the apparent power can also be used here, which is the easier variable to record in certain applications, or in general a weighted square mean of active power and reactive power, with the averaging weights being determined as a function of the resistive and inductive component of the network impedance. This can enable better detection accuracy of the method.
  • the invention is partially described with reference to the active power as the variable used for the correlation, the other two possibilities not being excluded by this.
  • the temporal variation of the phase is a deliberately caused deviation of the phase difference between the voltage curve at the bridge output and the curve of the grid connection point voltage extrapolated from the previously determined frequency and phase of the voltage curve at the grid connection point from a time-constant phase difference Acp. So it is the extrapolated course of the voltage at the grid connection point
  • the phase variation A ⁇ p A iD(t) can be generated as a periodic or non-periodic signal and results in a power component that is temporally correlated to it, which is proportional to the phase variation if the voltage curve at the grid connection point corresponds exactly to the extrapolated curve, the course of the mains voltage is therefore not influenced by the power provided by the inverter.
  • a rigid network since the network persists in its phase.
  • the power component of the rigid network can be calculated in a known manner from the phase variation using the known inductance of the network filter arranged between the bridge output and the network connection point.
  • the power provided by the inverter influences the phase curve of the voltage at the grid connection point in such a way that it follows the time variation of the phase generated by the inverter to a certain extent, so that the phase difference between the voltage curves at the network connection point and the bridge output is smaller than the generated variation and thus smaller than the phase difference in the case of a rigid network. It is conceivable here, especially if the inverter forms the only voltage-impressing component of a sub-grid, that the phase at the grid connection point completely follows the generated phase variation, so that despite the generated phase variation, a temporally constant phase difference between Grid connection point and bridge output is present. In this case, the power provided by the inverter does not have a power component that correlates in time with the generated phase variation. In this case, it is easy to identify an island grid.
  • phase at the network connection point only partially follows the phase variation.
  • the phase difference then simulates the generated phase variation only in a weakened manner, and a power component which correlates in time with the generated phase variation is smaller than the power component which is caused in the case of the rigid network described above.
  • An isolated grid can be recognized by a suitably selected correlation measure, for example by a ratio between a power component determined from the correlation with the phase variation and the power component of the rigid grid. The lower this ratio, the more likely it is that there is an isolated grid.
  • the correlation measure is often determined by summing up a time series of measured power values and the associated phase variation generated.
  • the frequency component of the power variation can be determined at the frequency of the phase variation and related to the amplitude of the phase variation in order to determine a suitable correlation measure.
  • a limit value for the correlation measure can be adapted to the installation situation of the inverter. If, for example, it is known that further voltage-impressing inverters are installed in a network section, the sub-grid will have a certain phase persistence in response to the phase variation generated by the method according to the invention, which is caused by the further voltage-impressing inverters, even if it is separated from a higher-level network. In normal operation, these inverters are continuously or at certain time intervals, also referred to below as synchronization frequency, synchronized with the phase at their grid connection point.
  • phase variation with a variation frequency that is lower than the synchronization frequency or lower than the typical value range of the synchronization frequency of the further inverters, and which is particularly preferably a fraction, for example half, a third or a quarter of the synchronization frequency, since the phase persistence is reduced with regard to such a slow phase variation due to the synchronization taking place in normal operation.
  • phase variation is also advantageous to generate as a periodic variation with a first and a second frequency that is higher than the first frequency, of which the first variation frequency is preferably lower than the synchronization frequency and the second variation frequency is preferably higher than this.
  • a comparison in particular a ratio of the power component at the first variation frequency relative to the power component at the second variation frequency, can be used to distinguish whether persistence of phase is caused by a higher-level network or other voltage-impressing inverters. If the phase stability is caused by other voltage-impressing inverters, the power component at the second variation frequency will be lower than at the first, smaller one
  • Variation frequency the said ratio of the power components so be greater than in an existing higher-level network. This behavior can be used additionally or alternatively when detecting an island grid.
  • the method is repeated at time intervals.
  • the inverter preferentially disconnects from the partial grid. It is conceivable here that the inverter, after detecting an isolated grid but before disconnecting from the sub-grid, is operated in such a way that it strives for an amplitude and/or a frequency of the AC grid that is outside of permissible grid parameters, in order to avoid disconnection from others in the sub-grid connected network components. This increases the certainty that a detected stand-alone grid is reliably de-energized.
  • the inverter can provide a detection signal if an island grid is detected.
  • a separate signal output can be provided for this purpose, or the inverter uses a digital communication interface to provide the detection signal.
  • the detection signal can also be provided and transmitted as a signal modulated onto the generated AC voltage in the form of a power-line communication (PLC) signal.
  • PLC power-line communication
  • the detection signal provided in this way can be transmitted to a grid operator and/or used to cause another device connected to the sub-grid, in particular a synchronous generator, to increase the amplitude and/or frequency of the AC grid to values outside of permissible grid parameters move in order to separate other network components connected to the network.
  • the temporal variation of the phase has a periodic variation with a first component at a first variation frequency.
  • An isolated grid is preferably detected when a ratio between a component of the active power at the first variation frequency and the first component of the periodic variation falls below a predetermined limit value as a correlation measure (first detection criterion).
  • the temporal phase variation has, in addition to the first component at the first variation frequency, a second component with a second variation frequency that is higher than the first variation frequency.
  • An isolated grid is identified here, for example, when a ratio between a component of the active power at the first variation frequency and a component of the active power at the second variation frequency falls below a predefined limit value.
  • This second recognition criterion can be used as an independent recognition criterion or in a logical combination with the first recognition criterion.
  • the generation of the voltage curve can have a gradual increase in the amplitude of the phase variation, with the method being terminated without detecting an island grid if the variation in the active power exchanged by the inverter with the AC grid exceeds a predetermined cut-off value.
  • the termination value can be specified as a fixed value or can be determined as a function of a voltage component at the grid connection point determined before the method is carried out at the variation frequency used. The latter allows a potential interaction with other voltage-impressing inverters, which also carry out the method according to the invention for islanding detection at the same or an only slightly different variation frequency, to be taken into account, so that the detection methods influence each other less and are therefore more reliable.
  • the determination of the frequency and phase of a voltage profile of the AC network connected to the network connection point of the inverter can be a determination of a third include temporal variation of the phase, wherein the generation of the voltage curve takes place within the framework of islanding detection with a temporal phase variation that is synchronous with the previously determined third temporal variation of the phase.
  • several voltage-impressing inverters can interact constructively in the island grid detection and increase the detection sensitivity.
  • the method according to the invention can be carried out both by a single-phase connected inverter and by a multi-phase connected inverter with a first and a second phase conductor.
  • the method can be carried out simultaneously or sequentially on the first and second phase conductors, with an islanding being identified if a phase islanding is identified on at least one of the phase conductors.
  • an island grid can only be detected if a phase island grid is detected both on the first phase conductor and on the second phase conductor.
  • the method can also be extended to other phase conductors with which the inverter is connected to the grid.
  • a voltage-impressing inverter comprises:
  • a measuring unit for determining a frequency and phase of a voltage profile of a sub-grid connected to a grid connection point of the inverter, as well as for determining active power and reactive power values exchanged with the sub-grid
  • control unit for generating switching commands for a bridge circuit of the inverter, so that at a starting point of the bridge circuit, a voltage curve predetermined by the control unit is generated with the specific frequency, the control unit being set up to transmit the predetermined voltage curve with a phase relative to the specific Voltage waveform to provide temporal variation of the phase, and
  • a correlator for determining a correlation between the temporal variation of the phase and a temporal variation of an active power exchanged by the inverter with the sub-grid, the correlator being set up to identify an isolated grid when a correlation measure of the correlation determined falls below a predetermined limit value.
  • FIG. 3 shows a schematic representation of an inverter according to the invention, 4 time curves of phases and exchanged power when executing the method according to the invention in the case of a connection to a higher-level network,
  • FIG. 6 shows time curves of phases and exchanged power when executing the method according to the invention in a second embodiment in the case of an island grid.
  • the sub-grid 10 shows an exemplary structure of a sub-grid 10 which is connected to a superordinate grid 11 via an isolating switch 13 and a medium-voltage transformer 12 .
  • the sub-grid 10 has a voltage-impressing inverter 14, a further inverter 15 and a number of loads 16, which are at least partially supplied by the inverters 14, 15 and, if necessary, from the grid 11.
  • the additional inverter 15 can also be designed to impress voltage or, alternatively, to follow the network.
  • the sub-network 10 can have further power-feeding components.
  • the voltage-impressing inverter 14 can be connected on the DC side to a battery and/or to generators, for example photovoltaic generators. It is also conceivable to connect a load via the voltage-impressing inverter instead of a feeder.
  • the inverters 14, 15 can each be designed as purely feeding-in inverters or as bidirectional inverters.
  • a regulator structure of a voltage-impressing inverter according to the invention is shown in FIG.
  • Measured values of a voltage UNAP at the grid connection point of the inverter are evaluated in a phase evaluation unit 20 in order to determine an amplitude Üo, a frequency co and a phase cp 0 of the voltage UNAP at the grid connection point.
  • the phase evaluation unit can be embodied, for example, as a phase locked loop (PLL).
  • PLL phase locked loop
  • the determined values are fed to a pulse width modulation (PWM) generator as input variables for generating a pulse pattern with a duty cycle d, with which a bridge circuit 22 is operated in order to provide a voltage Ußr at its bridge output.
  • PWM pulse width modulation
  • the bridge circuit 22 can be a single-phase or also a multi-phase bridge circuit, it being possible for a separate pulse pattern to be generated for each of the phase conductors.
  • the measured values of the voltage UNAP at the grid connection point and measured values of the current INAP at the grid connection point are also fed to a power determiner 23, which assigns current values of the active power Ractual and reactive power Qj S t flowing via the grid connection point to the measured values.
  • the phase evaluation unit 20 and the power determiner 23 are combined to form a measuring unit 28 .
  • the values of active power P actual and reactive power Q actual flowing via the grid connection point are supplied as input variables to a characteristics unit 24, which uses the additional input variables of the amplitude Üo and frequency co determined by the phase evaluation unit 20 to determine parameters that represent setpoint values for reactive power and active power.
  • a characteristics unit 24 uses the additional input variables of the amplitude Üo and frequency co determined by the phase evaluation unit 20 to determine parameters that represent setpoint values for reactive power and active power.
  • other variables can also be taken into account when determining the desired values, for example the intermediate circuit voltage or the state of charge of a battery connected on the DC side.
  • these parameters are generated as amplitude difference AU and phase difference Acp, which are supplied as further input variables to PWM generator 21 in order to generate a pulse pattern with which the voltage curve Ußr generated by bridge circuit 22 has a corresponding amplitude difference or phase difference to the course of the voltage UNAP at the grid connection point.
  • the amplitude difference AU and the phase difference Acp are determined as a function of an inductance of a decoupling reactor of the voltage-impressing inverter arranged between the bridge output and the grid connection point.
  • characteristic curves are stored in characteristic curve unit 24, which determine, for example, a target value for active power from frequency co and a target value for reactive power from amplitude Üo.
  • the characteristic curves can also contain other parameters that are fixed, but can also be designed to be variable, for example the intermediate circuit voltage mentioned above or the battery state of charge.
  • an additional phase difference Acp which is generated by a generator 26 as a variable over time, is added to the phase difference Acp determined by the characteristic unit 24 .
  • the time-variable variable can be a periodic signal which has one or more frequency components.
  • a non-periodic signal for example a step function.
  • the non-periodic signal can are preferably parameterized on the basis of communicated information, in particular with regard to form or point in time, or in some other way.
  • the additional phase difference A ⁇ p A iD is zero or it is not added to the phase difference Acp.
  • a correlator 25 determines a temporal correlation between the values of the active power Pactual curve supplied as input variables and the phase difference ACPAID generated by the generator, and uses this to calculate a correlation measure between these variables, which is compared with a predetermined limit value in order to generate a signal SAID.
  • SAID which is provided as an internal or external signal by the voltage-impressing inverter and indicates whether the inverter detects an existing stand-alone grid. If the calculated degree of correlation falls below the specified limit value, this indicates that an island grid has been identified.
  • the inverter itself, but also other devices that receive the provided signal SAID, can react to this signal accordingly.
  • the PWM generator 21, the generator 26 and the characteristic curve unit 24 are part of a control unit 27 of the voltage-impressing inverter.
  • FIG. 3 shows a schematic structure of an inverter according to the invention.
  • DC-side connections DC+, DC- are connected via an intermediate circuit 29 to a bridge circuit 22, at the bridge output of which a desired bridge output voltage Uß r is generated by suitably driving the bridge switches with a duty cycle d.
  • the bridge output is connected to a grid connection point 32 of the inverter via a decoupling choke 31, which is part of a line filter.
  • a decoupling choke 31 which is part of a line filter.
  • other components that can be arranged in the connection between the bridge output and the network connection point for example an isolating relay, are not shown.
  • control unit 27 transmits the periodic or non-periodic phase difference generated for carrying out the islanding detection method according to the invention AcpAiD to a correlator 25, which determines a temporal correlation of the phase difference Aq iD with a power variable determined by the measuring unit 28, here an active power Rist, and calculates a corresponding correlation measure between the two variables.
  • a detection signal SAID for an island grid is generated from the correlation measure calculated in this way, for example by comparison with a predetermined limit value, and is made available for transmission within the inverter or at an output or a communication interface.
  • phase ⁇ PNAP phase ⁇ PNAP at the network connection point
  • ⁇ p Br time profile of the corresponding phase ⁇ p Br at the bridge output.
  • the phase ⁇ p N AP at the network connection point is strictly linear with a gradient that depends on the frequency co of the network.
  • phase cp Br at the bridge output is offset by a phase difference Acp that is constant over time compared to the phase CPNAP at the grid connection point (dashed line), but deviates periodically from this offset curve, here in the form of a triangular oscillation curve with an amplitude AcpAiD. Due to the fact that the periodic deviation of the phase cp Br at the bridge output is not transferred to the course of the phase CPNAP at the grid connection point, i.e. the phase CPNAP at the grid connection point persists in its course, the difference between the phase cp Br at the bridge output and the Phase cp N AP at the grid connection point shows a periodic curve with an amplitude AcpAiD.
  • the lower part of the diagram shows a time course of an active power P at the grid connection point that corresponds to the phase course of the upper part of the diagram.
  • the active power has a periodic curve corresponding to the difference between the phase ⁇ p Br at the bridge output and the phase ⁇ NAP at the network connection point, with an amplitude APAID around a mean value Po, which in turn corresponds to the constant phase difference Acp.
  • the coupling between the course of the active power P at the grid connection point and the course of the phase ⁇ p Br at the bridge output is brought about by the decoupling reactor of the inverter arranged between the bridge output and the grid connection point.
  • this ratio is greater than a ratio to be specified for detecting an island grid Limit value so that this connection to the higher-level network is recognized.
  • FIG. 5 shows time curves of variables relevant for an understanding of the invention when the method according to the invention is carried out in the case of a missing or only very weak connection of the voltage-impressing inverter carrying out the method to a higher-level network.
  • the upper partial diagram again shows the time profile of the phase ⁇ PNAP at the network connection point and the time profile of the corresponding phase (pß r at the bridge output.
  • the phase (pß r at the bridge output deviates again periodically, here in the form of a sawtooth curve with an amplitude A ⁇ PAID deviates from a linear course (dashed line).
  • this deviation also causes a deviation of the phase ⁇ p N AP at the grid connection point from a linear course corresponding to the grid frequency co not on the strictly linear course, but follows to a certain degree the phase ⁇ r at the bridge output.
  • phase CPNAP at the network connection point can only be partial, i.e. the amplitude of the deviation of the phase cp N AP at the network connection point from a purely linear curve would then be smaller than the amplitude AcpAiD of the deviation of the phase cpß r at the bridge output from its linear curve Course and the difference between the phase cpß r at the bridge output and the phase ⁇ NAP at the network connection point would vary periodically with an amplitude that is smaller than the amplitude AcpAiD of the deviation of the phase (p Br at the bridge output.
  • Fig. 6 shows exemplary time curves of variables relevant for an understanding of the invention when executing the method according to the invention in the case of an existing island grid, with a non-periodic variation of the phase (pBr at the bridge output, here a step function, is used.
  • the phase ⁇ PNAP at the grid connection point does not follow this step instantaneously , but only gradually approaches the phase difference Acp prevailing before the point in time of the step again approaches the mean value Po of the active power before the jump.
  • the correlation measure with which the presence of an isolated grid can be detected, can be determined, for example, as the time period in which the deviation APAID from the mean value Po of the active power falls below a predetermined percentage again the jump height AP has fallen.
  • other methods of determining the correlation measure are also conceivable.
  • phase ⁇ PNAP at the grid connection point would remain on the linear course, so that the jump AP in the active power, which is caused by the step in the phase (pBr at the bridge output, does not or is degraded only very slowly.

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Abstract

Es wird ein Verfahren zur Inselnetzerkennung durch einen spannungseinprägenden Wechselrichter (14) beschrieben, umfassend die Schritte: - Bestimmen einer Frequenz und Phase eines Spannungsverlaufs eines an einem Netzanschlusspunkt des Wechselrichters (14) angeschlossenen Teilnetzes (10), - Erzeugen eines Spannungsverlaufs durch eine Brückenschaltung des Wechselrichters (14) mit der bestimmten Frequenz, wobei die Phase des erzeugten Spannungsverlaufs gegenüber der bestimmten Phase eine erste zeitliche Variation aufweist, - Bestimmen einer Korrelation zwischen der ersten zeitlichen Variation und einer zweiten zeitlichen Variation einer durch den Wechselrichter (14) mit dem Teilnetz (10) ausgetauschten Leistung, und - Erkennen eines Inselnetzes, wenn die bestimmte Korrelation ein vorgegebenes Korrelationsmaß unterschreitet. Ein entsprechender spanungseinprägender Wechselrichter (14) ist ebenfalls beschrieben.

Description

Inselnetzerkennung spannungseinprägender Wechselrichter und Wechselrichter
Beschreibung
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Inselnetzerkennung durch einen spannungseinprägenden Wechselrichter, sowie einen derartigen Wechselrichter.
Die dezentrale Energiegewinnung durch regenerative Energiequellen, insbesondere durch die Photovoltaik, gewinnt zunehmend an Bedeutung für die Energiewende. Hierbei nimmt der Anteil von dezentral erzeugter elektrischer Leistung gegenüber der Leistungserzeugung durch Kraftwerke stetig zu. Ein Bedenken hierbei ist, dass diese Zunahme dezentraler Leistungserzeugung das Risiko von Stromausfällen erhöht. Durch den Einsatz spannungseinprägender beziehungsweise netzbildender Wechselrichter anstelle von netzgeführten Wechselrichtern - letztere werden auch stromeinprägende Wechselrichter oder kurz Stromrichter genannt - kann ein wesentlicher Beitrag zu Stabilisierung der Stromnetze geleistet werden. Spannungseinprägende Wechselrichter sind dazu eingerichtet, ihre Leistungsbereitstellung durch Bereitstellung eines Spannungsverlaufs an ihrem Brückenausgang zu bewirken, der mit einem Spannungsverlauf an einem Netzanschlusspunkt des Wechselrichters laufend synchronisiert wird. Da zwischen Brückenausgang und Netzanschlusspunkt des Wechselrichters eine Entkopplungsimpedanz angeordnet ist, kann durch einen vorgegebenen, laufend, also kontinuierlich oder wiederholend, aktualisierten Phasen- und Amplitudenversatz zwischen den Spannungen an Brückenausgang und Netzanschlusspunkt eine definierte und mit dem Netz ausgetauschte Wirk- und Blindleistung eingeregelt werden. So offenbart EP 2 003 759 A1 ein Verfahren zur Inselnetzerkennung für spannungsgeregelte Wechselrichter, bei dem der Netzfrequenz eine Testspannung überlagert wird, deren Testfrequenz kleiner als die Netzfrequenz ist. Ein Inselnetz wird dann erkannt, wenn ein der Testspannung zugeordneter Blindleistungsanteil ein vorgegebenes Minimum unterschreitet.
Bei Netzen mit einer Netzimpedanz mit dominierendem induktivem Anteil wird die ausgetauschte Wirkleistung durch eine laufend aktualisierte Phasendifferenz zwischen den Spannungen an Brückenausgang und Netzanschlusspunkt und die Blindleistung durch eine laufend aktualisierte Amplitudendifferenz beider Spannungen eingeregelt beziehungsweise bestimmt. Bei Netzen mit resistiv dominierter Netzimpedanz ist die Rolle von Blindleistung und Wirkleistung typischerweise vertauscht. Mischformen sind ebenfalls denkbar. Hierdurch sind spannungseinprägende Wechselrichter in der Lage, ein Wechselspannungsnetz eigenständig aufzubauen beziehungsweise stabil aufrechtzuerhalten. Durch diese Eigenschaft ergibt sich allerdings die Gefahr, dass spannungseinprägende Wechselrichter die Spannung in einem Teilnetz, an dem sie angeschlossen sind, auch dann aufrechterhalten, wenn dieses Teilnetz unerwartet oder erzwungen von einem übergeordneten Netz getrennt wird und für diesen Fall die Aufrechterhaltung der Spannung unerwünscht ist. Sie bilden in diesem Fall ohne weiteres Zutun ein Inselnetz, solange sie in der Lage sind, die hierfür erforderliche Leistung bereitzustellen. Dies kann eine Gefahr darstellen, wenn beispielsweise ein Teilnetz zu Wartungszwecken von einem übergeordneten Netz getrennt wird. Daher kann gefordert sein, dass spannungseinprägende Wechselrichter befähigt werden, innerhalb einer vorgegebenen Zeitdauer selbstständig zu erkennen, dass sie an einem Inselnetz angeschlossen sind, und hierauf geeignet reagieren.
Eine solche Anforderung einer Inselnetzerkennung ist bei netzgeführten Wechselrichtern üblich und beispielsweise in der technischen Anwendungsregel VDE_AR-N 4105 für Energieerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz beschrieben. Entsprechende Verfahren sind bekannt. Diese können aber nicht ohne Weiteres auf spannungseinprägende Wechselrichter übertragen werden.
Es ist daher Aufgabe dieser Erfindung, ein Verfahren aufzuzeigen, mit dem spannungsgeführte Wechselrichter zuverlässig erkennen können, ob sie an ein Inselnetz angeschlossen sind.
Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren mit den Merkmalen des unabhängigen Anspruchs 1 beziehungsweise einen spannungseinprägenden Wechselrichter mit den Merkmalen des unabhängigen Anspruchs 17. Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind in den abhängigen Ansprüchen beschrieben.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren zur Inselnetzerkennung durch einen spannungseinprägenden Wechselrichter umfasst die Schritte:
- Bestimmen einer Frequenz und Phase eines Spannungsverlaufs eines an einem Netzanschlusspunkt des Wechselrichters angeschlossenen Teilnetzes,
- Erzeugen eines Spannungsverlaufs durch eine Brückenschaltung des Wechselrichters mit der bestimmten Frequenz, wobei die Phase des erzeugten Spannungsverlaufs gegenüber der bestimmten Phase eine zeitliche Variation aufweist,
- Bestimmen einer Korrelation zwischen der zeitlichen Variation und einer zeitlichen Variation einer durch den Wechselrichter mit dem Teilnetz ausgetauschten Leistung, und
- Erkennen eines Inselnetzes, wenn die bestimmte Korrelation ein vorgegebenes Korrelationsmaß unterschreitet.
Die durch den Wechselrichter mit dem Teilnetz ausgetauschte Leistung kann hierbei, insbesondere bei Netzen mit einer Netzimpedanz mit dominierendem induktivem Anteil, die Wirkleistung sein. Es kann hierbei aber auch die Scheinleistung verwendet werden, was bei bestimmten Anwendungen die einfacher zu erfassende Größe ist, oder in allgemeiner Form ein gewichtetes quadratisches Mittel von Wirkleistung und Blindleistung, wobei die Mittelungsgewichte in Abhängigkeit von resistivem und induktivem Anteil der Netzimpedanz bestimmt werden. Dies kann eine bessere Erkennungsgenauigkeit des Verfahrens ermöglichen. Im Folgenden wird die Erfindung der Einfachheit halber teilweise mit Bezug auf die Wirkleistung als die für die Korrelation verwendete Größe beschrieben, wobei die anderen beiden Möglichkeiten dadurch nicht ausgeschlossen werden sollen.
Die zeitliche Variation der Phase ist eine gezielt bewirkte Abweichung der Phasendifferenz zwischen dem Spannungsverlauf am Brückenausgang und dem aus der vorher bestimmten Frequenz und Phase des Spannungsverlaufs am Netzanschlusspunkt extrapolierten Verlauf der Netzanschlusspunktspannung von einer zeitlich konstanten Phasendifferenz Acp. Ist also der extrapolierte Verlauf der Spannung am Netzanschlusspunkt
UNAp(t) = ÜNAP * sin (tot), ergibt sich für den am Brückenausgang gestellten Spannungsverlauf
Ußr(t) = Üßr * Sin (COt+A(p+A(pAID(t)).
Die Phasenvariation A<pAiD(t) kann als periodisches oder auch als nicht-periodisches Signal erzeugt werden und hat eine zu ihr zeitlich korrelierte Leistungskomponente zur Folge, die proportional zur Phasenvariation ist, wenn der Spannungsverlauf am Netzanschlusspunkt exakt dem extrapolierten Verlauf entspricht, der Verlauf der Netzspannung also nicht von der durch den Wechselrichter bereitgestellten Leistung beeinflusst wird. In diesem Fall spricht man von einem starren Netz, da das Netz anschaulich gesprochen auf seiner Phase beharrt. Die Leistungskomponente des starren Netzes lässt sich über die bekannte Induktivität des zwischen Brückenausgang und Netzanschlusspunkt angeordneten Netzfilters in bekannter Weise aus der Phasenvariation berechnen.
Sofern ein Inselnetz vorliegt, also kein Anschluss an ein starres Netz vorhanden ist, beeinflusst die durch den Wechselrichter bereitgestellte Leistung den Phasenverlauf der Spannung am Netzanschlusspunkt dahingehend, dass dieser in gewissem Umfang der durch den Wechselrichter erzeugte zeitlichen Variation der Phase folgt, so dass die Phasendifferenz zwischen den Spannungsverläufen am Netzanschlusspunkt und Brückenausgang kleiner als die erzeugte Variation ist und damit kleiner als die Phasendifferenz im Falle eines starren Netzes. Es ist hierbei denkbar, insbesondere wenn der Wechselrichter die einzige spannungseinprägende Komponente eines Teilnetzes bildet, dass die Phase am Netzanschlusspunkt vollständig der erzeugten Phasenvariation folgt, so dass trotz der erzeugten Phasenvariation eine zeitlich konstante Phasendifferenz zwischen Netzanschlusspunkt und Brückenausgang vorliegt. In diesem Fall weist die durch den Wechselrichter bereitgestellte Leistung keine Leistungskomponente auf, die mit der erzeugten Phasenvariation zeitlich korreliert. Hierdurch ist in diesem Fall leicht ein Inselnetz zu erkennen.
Es kann aber auch die Situation entstehen, in der eine gewisse Phasenbeharrung des Teilnetzes besteht, also die Phase am Netzanschlusspunkt nur teilweise der Phasenvariation folgt. Die Phasendifferenz bildet dann nur abgeschwächt die erzeugte Phasenvariation nach, und eine Leistungskomponente, die mit der erzeugten Phasenvariation zeitlich korreliert, ist kleiner als die Leistungskomponente, die im Falle des oben beschriebenen starren Netzes bewirkt wird. Durch ein geeignet gewähltes Korrelationsmaß, beispielsweise durch ein Verhältnis zwischen einer aus der Korrelation mit der Phasenvariation bestimmten Leistungskomponente und der Leistungskomponente des starren Netzes, kann ein Inselnetz erkannt werden. Je geringer dieses Verhältnis ist, desto wahrscheinlicher liegt ein Inselnetz vor.
Eine Möglichkeit der Bestimmung eines Korrelationsmaßes K ist durch den Zusammenhang
Figure imgf000006_0001
Gegeben und insbesondere für periodische Phasenvariationen geeignet. Bei diesem Verfahren ist Voraussetzung, dass f (pA/D(t) dt = 0. In der Praxis wird das Korrelationsmaß oft durch eine entsprechende Summenbildung über eine Zeitreihe gemessener Leistungswerte und der zugehörigen erzeugten Phasenvariation ermittelt. Andere Verfahren der Korrelationsbildung sind natürlich auch denkbar, beispielsweise kann mit einem Lock-In- Verstärker die Frequenzkomponente der Leistungsvariation bei der Frequenz der Phasenvariation bestimmt und mit der Amplitude der Phasenvariation ins Verhältnis gesetzt werden, um ein geeignetes Korrelationsmaß zu bestimmen.
Die Wahl eines Grenzwertes des Korrelationsmaßes, bei dessen Unterschreitung ein Inselnetz erkannt wird, kann der Installationssituation des Wechselrichters angepasst werden. Ist beispielsweise bekannt, dass weitere spannungseinprägende Wechselrichter in einem Netzabschnitt installiert sind, wird das Teilnetz selbst bei Trennung von einem übergeordneten Netz eine gewisse Phasenbeharrung in Reaktion auf die durch das erfindungsgemäße Verfahren erzeugte Phasenvariation aufweisen, die durch die weiteren spannungseinprägenden Wechselrichter bewirkt werden. Diese Wechselrichter werden im Normalbetrieb laufend beziehungsweise in gewissen Zeitabständen, im Folgenden auch als Synchronisationsfrequenz bezeichnet, auf die Phase an ihrem Netzanschlusspunkt synchronisiert. Es ist daher bevorzugt, die Phasenvariation mit einer Variationsfrequenz zu erzeugen, die geringer als die Synchronisationsfrequenz beziehungsweise geringer als der typische Wertebereich der Synchronisationsfrequenz der weiteren Wechselrichter ist, und die besonders bevorzugt ein Bruchteil, beispielsweise die Hälfte, ein Drittel oder ein Viertel der Synchronisationsfrequenz ist, da die Phasenbeharrung hinsichtlich einer derart langsamen Phasenvariation aufgrund der im Normalbetrieb ablaufenden Synchronisation verringert ist.
Ebenfalls vorteilhaft ist es, die Phasenvariation als periodische Variation mit einer ersten und einer zweiten, gegenüber der ersten Frequenz größeren Frequenz zu erzeugen, von der die erste Variationsfrequenz bevorzugt kleiner als die Synchronisationsfrequenz und die zweite Variationsfrequenz bevorzugt größer als diese ist. Durch einen Vergleich, insbesondere ein Verhältnis der Leistungskomponente bei der ersten Variationsfrequenz relativ zur Leistungskomponente bei der zweiten Variationsfrequenz kann unterschieden werden, ob eine Phasenbeharrung durch ein übergeordnetes Netz oder andere spannungseinprägende Wechselrichter verursacht wird. Wird die Phasenbeharrung durch andere spannungseinprägende Wechselrichter verursacht, wird die Leistungskomponente bei der zweiten Variationsfrequenz geringer ausfallen als bei der ersten, kleineren
Variationsfrequenz, das genannte Verhältnis der Leistungskomponenten also größer sein als bei einem noch vorhandenen übergeordneten Netz. Dieses Verhalten kann bei der Erkennung eines Inselnetzes zusätzlich oder alternativ verwendet werden.
In einer vorteilhaften Ausführungsform der Erfindung wird das Verfahren in zeitlichen Abständen wiederholt. Sobald ein Inselnetz erkannt wird, trennt sich der Wechselrichter bevorzugt vom Teilnetz. Es ist hierbei denkbar, dass der Wechselrichter nach Erkennung eines Inselnetzes aber vor einer Trennung vom Teilnetz so betrieben wird, dass er eine Amplitude und/oder eine Frequenz des Wechselstromnetzes anstrebt, die außerhalb von zulässigen Netzparametern liegt, um eine Trennung von weiteren an dem Teilnetz angeschlossenen Netzkomponenten zu bewirken. Dies steigert die Sicherheit, dass ein erkanntes Inselnetz zuverlässig spannungsfrei gemacht wird.
Zusätzlich oder anstelle einer Trennung vom Teilnetz kann der Wechselrichter im Fall einer Erkennung eines Inselnetzes ein Erkennungssignal bereitstellen. Hierzu kann ein eigener Signalausgang vorgesehen sein, oder der Wechselrichter nutzt eine digitale Kommunikationsschnittstelle zur Bereitstellung des Erkennungssignals. Das Erkennungssignal kann auch als ein auf die erzeugte Wechselspannung aufmoduliertes Signal in Form eines Power-Line Communication (PLC-) Signals bereitgestellt und übertragen werden.
Das so bereitgestellte Erkennungssignal kann an einen Netzbetreiber übermittelt werden und/oder genutzt werden, um ein weiteres, an das Teilnetz angeschlossenes Gerät, insbesondere einen Synchrongenerator, dazu zu veranlassen, Amplitude und/oder Frequenz des Wechselstromnetzes zu Werten außerhalb von zulässigen Netzparametern zu verschieben, um eine Trennung von weiteren an dem Netz angeschlossenen Netzkomponenten zu bewirken.
In einer Ausführungsform der Erfindung weist die zeitliche Variation der Phase eine periodische Variation mit einer ersten Komponente bei einer ersten Variationsfrequenz auf. Bevorzugt wird ein Inselnetz erkannt, wenn ein Verhältnis zwischen einer Komponente der Wirkleistung bei der ersten Variationsfrequenz und der ersten Komponente der periodischen Variation als Korrelationsmaß einen vorgegebenen Grenzwert unterschreitet (erstes Erkennungskriterium).
In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung weist die zeitliche Phasenvariation zusätzlich zur ersten Komponente bei der ersten Variationsfrequenz eine zweite Komponente mit einer zweiten, gegenüber der ersten Variationsfrequenz höheren Variationsfrequenz auf. Ein Inselnetz wird hierbei beispielsweise erkannt, wenn ein Verhältnis zwischen einer Komponente der Wirkleistung bei der ersten Variationsfrequenz und einer Komponente der Wirkleistung bei der zweiten Variationsfrequenz einen vorgegebenen Grenzwert unterschreitet. Dieses zweite Erkennungskriterium kann als eigenständiges Erkennungskriterium oder in logischer Kombination mit dem ersten Erkennungskriterium eingesetzt werden.
Um eine Rückwirkung auf die Netzqualität durch das Erkennungsverfahren zu minimieren, kann das Erzeugen des Spannungsverlaufs eine allmähliche Steigerung der Amplitude der Phasenvariation aufweisen, wobei das Verfahren abgebrochen wird, ohne ein Inselnetz zu erkennen, wenn die Variation der durch den Wechselrichter mit dem Wechselstromnetz ausgetauschten Wirkleistung einen vorgegebenen Abbruchswert überschreitet. Der Abbruchswert kann als Festwert vorgegeben sein oder in Abhängigkeit einer vor Durchführung des Verfahrens bestimmten Spannungskomponente am Netzanschlusspunkt bei der verwendeten Variationsfrequenz bestimmt sein. Durch Letzteres kann eine potenzielle Wechselwirkung mit anderen spanungseinprägenden Wechselrichtern, die ebenfalls das erfindungsgemäße Verfahren zur Inselnetzerkennung bei der gleichen oder einer nur geringfügig abweichenden Variationsfrequenz durchführen, berücksichtigt werden, so dass sich die Erkennungsverfahren weniger gegenseitig beeinflussen und dadurch zuverlässiger werden. Es ist auch denkbar, den Wert der Amplitude der Phasenvariation, beim Abbruch des Verfahrens zu verwenden, um eine Startamplitude der Phasenvariation für nachfolgende Inselnetzerkennungsverfahren zu definieren. Hierdurch kann eine Rückwirkung des erfindungsgemäßen Verfahrens auf die Netzqualität verringert werden.
Um eine solche Wechselwirkung weiter zu berücksichtigen, kann das Bestimmen der Frequenz und Phase eines Spannungsverlaufs des an dem Netzanschlusspunkt des Wechselrichters angeschlossenen Wechselstromnetzes eine Bestimmung einer dritten zeitlichen Variation der Phase umfassen, wobei das Erzeugen des Spannungsverlaufs im Rahmen der Inselnetzerkennung mit einer zeitlichen Phasenvariation erfolgt, die synchron zur vorher bestimmten dritten zeitlichen Variation der Phase ist. Auf diese Weise können mehrere spannungseinprägende Wechselrichter konstruktiv bei der Inselnetzerkennung Zusammenwirken und die Erkennungssensibilität erhöhen.
Das erfindungsgemäße Verfahren kann sowohl durch einen einphasig angeschlossenen Wechselrichter erfolgen als auch durch einen mehrphasig angeschlossenen Wechselrichter mit einem ersten und einer zweiten Phasenleiter. In letzterem Fall kann das Verfahren gleichzeitig oder nacheinander auf dem ersten und dem zweiten Phasenleiter ausgeführt werden, wobei ein Inselnetz erkannt wird, wenn auf mindestens einem der Phasenleiter ein Phasen-Inselnetz erkannt wird. Alternativ kann ein Inselnetz nur dann erkannt wird, wenn sowohl auf dem ersten Phasenleiter als auch auf dem zweiten Phasenleiter ein Phasen- Inselnetz erkannt wird.
Entsprechend dieser Optionen kann das Verfahren auch auf weitere Phasenleiter ausgedehnt werden, mit dem der Wechselrichter an dem Netz angeschlossen ist.
In einem weiteren Aspekt der Erfindung umfasst ein spannungseinprägender Wechselrichter:
- eine Messeinheit zur Bestimmung einer Frequenz und Phase eines Spannungsverlaufs eines an einem Netzanschlusspunkt des Wechselrichters angeschlossenen Teilnetz, sowie zur Bestimmung mit dem Teilnetz ausgetauschter Werte von Wirkleistung und Blindleistung,
- eine Steuereinheit zur Erzeugung von Schaltbefehlen für eine Brückenschaltung des Wechselrichters, so dass an einem Ausgangspunkt der Brückenschaltung ein durch die Steuereinheit vorgegebener Spannungsverlauf mit der bestimmten Frequenz erzeugt wird, wobei die Steuereinheit dazu eingerichtet ist, den vorgegebenen Spannungsverlauf mit einer gegenüber der Phase des bestimmten Spannungsverlaufs zeitlichen Variation der Phase zu versehen, und
- einen Korrelator zum Bestimmen einer Korrelation zwischen der zeitlichen Variation der Phase und einer zeitlichen Variation einer durch den Wechselrichter mit dem Teilnetz ausgetauschten Wirkleistung, wobei der Korrelator dazu eingerichtet ist, ein Inselnetz zu erkennen, wenn ein Korrelationsmaß der bestimmten Korrelation einen vorgegebenen Grenzwert unterschreitet.
Im Folgenden wird die Erfindung mithilfe von Figuren dargestellt, von denen
Fig. 1 ein Installationsbeispiel für ein Teilnetz mit mehreren Wechselrichten,
Fig. 2 eine Reglerstruktur für einen erfindungsgemäßen Wechselrichter,
Fig. 3 eine schematische Darstellung eines erfindungsgemäßen Wechselrichters, Fig. 4 Zeitverläufe von Phasen und ausgetauschter Leistung bei Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens im Fall einer Verbindung mit einem übergeordneten Netz,
Fig. 5 Zeitverläufe von Phasen und ausgetauschter Leistung bei Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens in einer ersten Ausführungsform im Fall eines Inselnetzes und
Fig. 6 Zeitverläufe von Phasen und ausgetauschter Leistung bei Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens in einer zweiten Ausführungsform im Fall eines Inselnetzes zeigen.
Fig. 1 zeigt einen beispielhaften Aufbau eines Teilnetzes 10, das über einen Trennschalter 13 und Mittelspannungstransformator 12 mit einem übergeordneten Netz 11 verbunden ist. Das Teilnetz 10 weist einen spannungseinprägenden Wechselrichter 14, einen weiteren Wechselrichter 15 und eine Anzahl an Lasten 16 auf, die zumindest teilweise von den Wechselrichtern 14, 15 und gegebenenfalls aus dem Netz 11 versorgt werden. Der weitere Wechselrichter 15 kann ebenfalls spannungseinprägend oder alternativ auch netzfolgend ausgebildet sein. Das Teilnetz 10 kann weitere leistungseinspeisende Komponenten aufweisen. Der spannungseinprägende Wechselrichter 14 kann DC-seitig mit einer Batterie und/oder mit Generatoren, beispielsweise mit Photovoltaikgeneratoren, verbunden sein. Es ist auch denkbar, anstelle eines Einspeisers eine Last über den spannungseinprägenden Wechselrichter anzuschließen. Die Wechselrichter 14, 15 können jeweils als rein einspeisende Wechselrichter oder auch als bidirektionale Wechselrichter ausgebildet sein.
Eine Reglerstruktur eines spannungseinprägenden Wechselrichters gemäß der Erfindung ist in Fig. 2 gezeigt. Messwerte einer Spannung UNAP am Netzanschlusspunkt des Wechselrichters, gegebenenfalls ergänzt durch Messwerte eines über den Netzanschlusspunkt fließenden Stroms I NAP, werden in einer Phasenauswerteeinheit 20 ausgewertet, um eine Amplitude Üo, eine Frequenz co und eine Phase cp0 der Spannung UNAP am Netzanschlusspunkt zu bestimmen. Die Phasenauswerteeinheit kann beispielsweise als Phasenregelschleife (phase lock loop, PLL) ausgebildet sein. Die bestimmten Werte werden einem Pulsweitenmodulations- (PWM) Generator als Eingangsgrößen für eine Erzeugung eines Pulsmusters mit einem Tastgrad d zugeführt, mit dem eine Brückenschaltung 22 betrieben wird, um an seinem Brückenausgang eine Spannung Ußr bereitzustellen. Die Brückenschaltung 22 kann hierbei eine einphasige oder auch eine mehrphasige Brückenschaltung sein, wobei für jede der Phasenleiter ein eigenes Pulsmuster erzeugt werden kann. Unterschiedliche Topologien der Brückenschaltung 22 mit einer variierenden Anzahl an Brückenschaltern, insbesondere Mehrleveltopologien sind hierbei denkbar, wobei das Pulsmuster individuelle Schaltbefehle für die jeweiligen Brückenschalter aufweisen kann.
Die Messwerte der Spannung UNAP am Netzanschlusspunkt, sowie Messwerte des Stroms INAP am Netzanschlusspunkt werden auch einem Leistungsbestimmer 23 zugeführt, der den genannten Messwerten aktuelle Werte der über den Netzanschlusspunkt fließenden Wirkleistung Rist und Blindleistung QjSt zuordnet. Die Phasenauswerteeinheit 20 und der Leistungsbestimmer 23 sind zu einer Messeinheit 28 zusammengefasst.
Die über den Netzanschlusspunkt fließenden Werte von Wirkleistung Pist und Blindleistung Qist werden als Eingangsgrößen einer Kennlinieneinheit 24 zugeführt, die aus den zusätzlichen Eingangsgrößen der durch die Phasenauswerteeinheit 20 bestimmten Amplitude Üo und Frequenz co Kenngrößen bestimmt, die Sollwerte von Blindleistung und Wirkleistung repräsentieren. Bei der Bestimmung der Sollwerte können selbstverständlich auch weitere Größen Berücksichtigung finden, beispielsweise die Zwischenkreisspannung oder der Ladezustand einer DC-seitig angeschlossenen Batterie. Im gezeigten Fall der Fig. 2 werden diese Kenngrößen als Amplitudendifferenz AU und Phasendifferenz Acp erzeugt, die als weitere Eingangsgrößen dem PWM-Generator 21 zugeführt werden, um ein Pulsmuster zu erzeugen, mit dem der von der Brückenschaltung 22 erzeugten Spannungsverlauf Ußr eine entsprechende Amplitudendifferenz beziehungsweise Phasendifferenz zum Verlauf der Spannung UNAP am Netzanschlusspunkt aufweist. Amplitudendifferenz AU und Phasendifferenz Acp werden dabei in Abhängigkeit einer Induktivität einer zwischen Brückenausgang und Netzanschlusspunkt angeordneten Entkopplungsdrossel des spannungseinprägenden Wechselrichters bestimmt. Zur Bestimmung von Sollwerten von Wirkleistung und/oder Blindleistung sind in der Kennlinieneinheit 24 Kennlinien hinterlegt, die beispielsweise einen Sollwert der Wirkleistung aus der Frequenz co, und einen Sollwert der Blindleistung aus der Amplitude Üo bestimmen. Die Kennlinien können aber auch weitere Parameter enthalten, die fix vorgegeben, aber auch veränderlich ausgeführt sein können, beispielsweise die oben genannte Zwischenkreisspannung oder der Batterie- Ladezustand.
Während derjenigen Zeitabschnitte, in denen eine Inselnetzerkennung durch den spannungseinprägenden Wechselrichter ausgeführt wird, wird auf die durch die Kennlinieneinheit 24 bestimmte Phasendifferenz Acp eine zusätzliche Phasendifferenz Acp addiert, die als zeitlich variable Größe von einem Generator 26 erzeugt wird. Die zeitlich variable Größe kann hierbei ein periodisches Signal sein, das eine oder mehrere Frequenzkomponenten aufweist. Es ist aber auch denkbar, ein nichtperiodisches Signal, beispielsweise eine Stufenfunktion, zu verwenden. Das nicht-periodische Signal kann bevorzugt aufgrund von kommunizierter Information insbesondere hinsichtlich Form oder Zeitpunkt oder in anderer Weise parametrisiert werden.
Während derjenigen Zeitabschnitte, in denen keine Inselnetzerkennung durchgeführt wird, ist die zusätzliche Phasendifferenz A<pAiD Null oder sie wird nicht auf die Phasendifferenz Acp addiert.
Ein Korrelator 25 bestimmt eine zeitliche Korrelation zwischen als Eingangsgrößen zugeführten Werten des Verlaufs der Wirkleistung Pist und der durch den Generator erzeugten Phasendifferenz ACPAID und errechnet hieraus ein Korrelationsmaß zwischen diesen Größen, das mit einem vorgegebenen Grenzwert verglichen wird, um ein Signal SAID zu erzeugen, das als internes oder externes Signal vom spannungseinprägenden Wechselrichter bereitgestellt wird, und das angibt, ob der Wechselrichter ein vorhandenes Inselnetz erkennt. Unterschreitet das errechnete Korrelationsmaß den vorgegebenen Grenzwert, wird ein erkanntes Inselnetz hierdurch angezeigt. Der Wechselrichter selbst, aber auch andere Geräte, die das bereitgestellte Signal SAID empfangen, können auf dieses Signal entsprechend reagieren.
Der PWM-Generator 21 , der Generator 26 und die Kennlinieneinheit 24 sind hierbei Teil einer Steuereinheit 27 des spannungseinprägenden Wechselrichters.
Die Fig. 3 zeigt einen schematischen Aufbau eines erfindungsgemäßen Wechselrichters. DC-seitige Anschlüsse DC+, DC- sind über einen Zwischenkreis 29 mit einer Brückenschaltung 22 verbunden, an dessen Brückenausgang durch geeignete Ansteuerung der Brückenschalter mit einem Tastgrad d eine gewünschte Brückenausgangsspannung Ußr erzeugt wird. Der Brückenausgang ist über eine Entkopplungsdrossel 31, die Teil eines Netzfilters ist, mit einem Netzanschlusspunkt 32 des Wechselrichters verbunden. Weitere Komponenten, die in der Verbindung zwischen Brückenausgang und Netzanschlusspunkt angeordnet sein können, beispielsweise ein Trennrelais, sind der Einfachheit halber nicht eingezeichnet. Durch geeignete Messsensoren werden Strom und Spannung am Netzanschlusspunkt 32 laufend oder periodisch erfasst und die Messwerte werden einer Messeinheit 28 zugeführt und dort zu Netzparametern 30 wie Frequenz, Phase, Amplitude, Blindleistung und Wirkleistung ausgewertet. Diese Netzparameter 30 werden an eine Steuereinheit 27 übertragen, die hieraus den zur Erzeugung der gewünschten Brückenausgangsspannung Ußr erforderlichen Tastgrad d zur Ansteuerung der Brückenschalter bestimmt.
Die Steuereinheit 27 überträgt hierbei die zur Durchführung des erfindungsgemäßen Inselnetzerkennungsverfahren erzeugte periodisch oder nicht-periodische Phasendifferenz AcpAiD an einen Korrelator 25, der eine zeitliche Korrelation der Phasendifferenz Aq iD mit einer durch die Messeinheit 28 ermittelten Leistungsgröße ermittelt, hier einer Wirkleistung Rist, und ein entsprechendes Korrelationsmaß zwischen beiden Größen berechnet. Aus dem so berechneten Korrelationsmaß wird beispielsweise durch Vergleich mit einem vorgegebenen Grenzwert ein Erkennungssignal SAID für ein Inselnetz erzeugt und innerhalb des Wechselrichters oder an einem Ausgang oder einer Kommunikationsschnittstelle zur Übertragung bereitgestellt.
In Fig. 4 sind Zeitverläufe von für ein Verständnis der Erfindung relevanter Größen bei Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens im Fall einer Verbindung des das Verfahren ausführenden spannungseinprägenden Wechselrichters mit einem übergeordneten Netz gezeigt. In dem oberen Teildiagramm sind hierbei der Zeitverlauf der Phase <PNAP am Netzanschlusspunkt und der Zeitverlauf der entsprechenden Phase <pBr am Brückenausgang gezeigt. Die Phase <pNAP am Netzanschlusspunkt verläuft in dem in Fig. 4 gezeigten Beispiel strikt linear mit einer Steigung, die von der Frequenz co des Netzes abhängt. Die Phase cpBr am Brückenausgang ist hierzu zum einen um eine zeitlich konstante Phasendifferenz Acp gegenüber der Phase CPNAP am Netzanschlusspunkt versetzt (gestrichelte Linie), weicht aber periodisch, hier in Form eines Dreieckschwingungsverlaufs mit einer Amplitude AcpAiD von diesem versetzten Verlauf ab. Dadurch, dass die periodische Abweichung der Phase cpBr am Brückenausgang sich nicht auf den Verlauf der Phase CPNAP am Netzanschlusspunkt überträgt, die Phase CPNAP am Netzanschlusspunkt also anschaulich gesprochen auf ihrem Verlauf beharrt, weist auch die Differenz zwischen der Phase cpBr am Brückenausgang und der Phase cpNAP am Netzanschlusspunkt einen periodischen Verlauf mit einer Amplitude AcpAiD auf.
Im unteren Teildiagramm ist ein Zeitverlauf einer zum Phasenverlauf des oberen Teildiagramms korrespondierenden Wirkleistung P am Netzanschlusspunkt gezeigt. Die Wirkleistung weist einen mit der Differenz zwischen der Phase <pBr am Brückenausgang und der Phase < NAP am Netzanschlusspunkt korrespondierenden periodischen Verlauf mit einer Amplitude APAID um einen Mittelwert Po auf, der wiederum zu der konstanten Phasendifferenz Acp korrespondiert. Die Kopplung zwischen dem Verlauf der Wirkleistung P am Netzanschlusspunkt und dem Verlauf der Phase <pBr am Brückenausgang wird durch die zwischen Brückenausgang und Netzanschlusspunkt angeordnete Entkopplungsdrossel des Wechselrichters bewirkt. Ein Verhältnis K= APAID / AC AID entspricht einem Korrelationsmaß, das zur Erkennung eines Inselnetzes verwendet werden kann. Im vorliegenden Fall einer Verbindung des spannungseinprägenden Wechselrichters mit einem übergeordneten Netz ist dieses Verhältnis größer als ein zur Erkennung eines Inselnetzes vorzugebender Grenzwert, so dass diese Verbindung mit dem übergeordneten Netz erkannt wird. Es ist aber auch denkbar, das Korrelationsmaß abhängig von Amplitude APAID und Amplitude ACPAID durch einen anderen Zusammenhang zu bestimmen.
In Fig. 5 sind Zeitverläufe von für ein Verständnis der Erfindung relevanter Größen bei Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens im Fall einer fehlenden oder nur sehr schwachen Verbindung des das Verfahren ausführenden spannungseinprägenden Wechselrichters mit einem übergeordneten Netz gezeigt. In dem oberen Teildiagramm sind hierbei wiederum der Zeitverlauf der Phase <PNAP am Netzanschlusspunkt und der Zeitverlauf der entsprechenden Phase (pßr am Brückenausgang gezeigt. Die Phase (pßr am Brückenausgang weicht wiederum periodisch, hier in Form eines Sägezahnverlaufs mit einer Amplitude A<PAID von einem linearen Verlauf (gestrichelte Linie) ab. Anders als im in Fig. 3 gezeigten Fall verursacht diese Abweichung auch eine Abweichung der Phase <pNAP am Netzanschlusspunkt von einem der Netzfrequenz co entsprechenden linearen Verlauf, anschaulich gesprochen beharrt die Phase CPNAP am Netzanschlusspunkt nicht auf dem streng linearen Verlauf, sondern folgt in einem gewissen Grad der Phase cpßr am Brückenausgang.
Dieses Folgen kann vollständig sein, das heißt die Amplitude der Abweichung der Phase cpNAP am Netzanschlusspunkt von einem rein linearen Verlauf entspräche dann der Amplitude AcpAiD der Abweichung der Phase cpßr am Brückenausgang von deren linearen Verlauf und die Differenz zwischen der Phase cpßr am Brückenausgang und der Phase CPNAP am Netzanschlusspunk wäre zeitlich konstant. Dies kann beispielsweise dann der Fall sein, wenn in dem vom übergeordneten Netz vollständig getrennten Inselnetz keine weiteren spannungseinprägenden Wechselrichter vorhanden sind.
Das Folgen der Phase CPNAP am Netzanschlusspunkt kann aber auch nur teilweise sein, das heißt die Amplitude der Abweichung der Phase cpNAP am Netzanschlusspunkt von einem rein linearen Verlauf wäre dann kleiner als die Amplitude AcpAiD der Abweichung der Phase cpßr am Brückenausgang von deren linearen Verlauf und die Differenz zwischen der Phase cpßr am Brückenausgang und der Phase < NAP am Netzanschlusspunkt würde periodisch variieren mit einer Amplitude, die kleiner als die Amplitude AcpAiD der Abweichung der Phase (pBr am Brückenausgang ist. Dieser Fall würde beispielsweise dann auftreten, wenn noch eine schwache Verbindung zum übergeordneten Netz besteht oder wenn in einem Inselnetz weitere spannungseinprägende Wechselrichter in Betrieb sind. Dieser Fall ist der Fig. 4 zugrunde gelegt. Als Konsequenz dieser Situation weist der wiederum im unteren Teildiagramm der Fig. 4 gezeigte Verlauf der Wirkleistung P eine Amplitude APAID um einen Mittelwert Po auf, die kleiner als die in Fig. 3 für den Fall einer bestehenden niederimpedanten Verbindung mit einem übergeordneten Netz gezeigte Amplitude der Wirkleistung P ist. Entsprechend ist auch ein beispielsweise durch die Relation K= APAID /Aq>AiD bestimmtes Korrelationsmaß gegenüber dem Fall der Fig. 3 reduziert und ein Grenzwert, bei dessen Unterschreitung ein Inselnetz erkannt werden soll, kann durch den Fachmann leicht geeignet definiert werden.
Die Fig. 6 zeigt beispielhafte Zeitverläufe von für ein Verständnis der Erfindung relevanten Größen bei Ausführung des erfindungsgemäßen Verfahrens im Fall eines vorliegenden Inselnetzes, wobei eine nichtperiodische Variation der Phase (pBr am Brückenausgang, hier eine Stufenfunktion, verwendet wird. Die Phase <PNAP am Netzanschlusspunkt folgt dieser Stufe nicht instantan, sondern nähert sich nur allmählich der vor dem Zeitpunkt der Stufe herrschenden Phasendifferenz Acp wieder an. Entsprechend weist der Verlauf der Wirkleistung P einen zu der Höhe Aq>AiD der Stufe korrespondierenden Sprung AP auf, wobei der Verlauf sich anschließend wieder dem Mittelwert Po der Wirkleistung vor dem Sprung annähert. In diesem Fall kann das Korrelationsmaß, mit dem ein Vorliegen eines Inselnetzes detektiert werden kann, beispielsweise bestimmt werden als die Zeitdauer, in der die Abweichung APAID vom Mittelwert Po der Wirkleistung wieder unter einen vorgegebenen Prozentsatz der Sprunghöhe AP gefallen ist. Andere Bestimmungsmethoden des Korrelationsmaßes sind natürlich auch denkbar.
Im Fall einer bestehenden niederimpedanten Verbindung des spannungseinprägenden Wechselrichters mit einem übergeordneten Netz würde die Phase <PNAP am Netzanschlusspunkt auf dem linearen Verlauf verharren, so dass der Sprung AP in der Wirkleistung, der durch die Stufe in der Phase (pBr am Brückenausgang verursacht wird, nicht oder nur sehr langsam abgebaut wird.
Zur Detektion eines Inselnetzes können selbstverständlich auch andere periodische oder nicht-periodische Variationen der Phase (pBr am Brückenausgang und darauf angepasste Bestimmungsverfahren für ein Korrelationsmaß beziehungsweise angepasste Grenzwerte für die Unterscheidung zwischen einem Inselnetz und einem ausreichend niederimpedant mit einem übergeordneten Netz verbundenen Teilnetz durch den spannungseinprägenden Wechselrichter Anwendung finden, ohne den Schutzbereich der Ansprüche zu verlassen. Bezugszeichenliste
10 Teilnetz
11 Netz
12 T ransformator
13 Trennschalter
14 Wechselrichter
15 Wechselrichter
16 Last
20 Phasenauswerteeinheit
21 PWM-Generator
22 Brückenschaltung
23 Leistungsbestimmer
24 Kennlinieneinheit
25 Korrelator
26 Generator
27 Steuereinheit
28 Messeinheit
29 Zwischenkreis
30 Netzparameter
31 Entkopplungsdrossel

Claims

Patentansprüche:
1. Verfahren zur Inselnetzerkennung durch einen spannungseinprägenden Wechselrichter (14), umfassend die Schritte:
- Bestimmen einer Frequenz und Phase eines Spannungsverlaufs eines an einem Netzanschlusspunkt des Wechselrichters angeschlossenen Teilnetzes (10),
- Erzeugen eines Spannungsverlaufs durch eine Brückenschaltung des Wechselrichters (14) mit der bestimmten Frequenz, wobei die Phase des erzeugten Spannungsverlaufs gegenüber der bestimmten Phase eine erste zeitliche Variation aufweist,
- Bestimmen einer Korrelation zwischen der ersten zeitlichen Variation und einer zweiten zeitlichen Variation einer durch den Wechselrichter (14) mit dem Teilnetz (10) ausgetauschten Leistung, und
- Erkennen eines Inselnetzes, wenn die bestimmte Korrelation ein vorgegebenes Korrelationsmaß unterschreitet.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei das Verfahren in zeitlichen Abständen wiederholt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei im Fall, dass ein Inselnetz erkannt wird, der Wechselrichter (14) sich vom Teilnetz (10) trennt.
4. Verfahren nach Anspruch 3, wobei im Fall, dass ein Inselnetz erkannt wird, der Wechselrichter (14) so betrieben wird, dass er eine Amplitude und/oder eine Frequenz des Teilnetzes (10) anstrebt, die außerhalb von zulässigen Netzparametern liegt, um eine Trennung von weiteren an dem Teilnetz (10) angeschlossenen Netzkomponenten zu bewirken, bevor der Wechselrichter (14) sich vom Teilnetz (10) trennt.
5. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei an einem Signalausgang des Wechselrichters (14) im Fall einer Erkennung eines Inselnetzes ein Erkennungssignal bereitgestellt wird.
6. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei der Wechselrichter (14) im Fall einer Erkennung eines Inselnetzes ein Erkennungssignal als PLC-Signal auf die Spannung am Netzanschlusspunkt aufmoduliert.
7. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die erste zeitliche Variation eine periodische Variation mit einer ersten Komponente bei einer ersten Variationsfrequenz aufweist.
8. Verfahren nach Anspruch 7, wobei ein Inselnetz erkannt wird, wenn ein Verhältnis zwischen einer Komponente der Wirkleistung bei der ersten Variationsfrequenz und der ersten Komponente der ersten zeitlichen Variation als Korrelationsmaß einen vorgegebenen Grenzwert unterschreitet. Verfahren nach Anspruch 7, wobei die erste zeitliche Variation eine zweite Komponente mit einer zweiten, gegenüber der ersten Variationsfrequenz höheren Variationsfrequenz aufweist, wobei ein Inselnetz erkannt wird, wenn ein Verhältnis zwischen einer Komponente der Leistung bei der ersten Variationsfrequenz und einer Komponente der Leistung bei der zweiten Variationsfrequenz einen vorgegebenen Grenzwert unterschreitet. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das Erzeugen des Spannungsverlaufs eine Steigerung einer Amplitude der ersten zeitlichen Variation aufweist, wobei das Verfahren abgebrochen wird, ohne ein Inselnetz zu erkennen, wenn die Variation der durch den Wechselrichter mit dem Teilnetz (10) ausgetauschten Leistung ein vorgegebenes Maß überschreitet. Verfahren nach Anspruch 10, wobei die Amplitude der ersten zeitlichen Variation beim Abbruch des Verfahrens ohne Erkennung eines Inselnetzes verwendet wird, um eine Startamplitude der ersten zeitlichen Variation bei einer nachfolgenden Durchführung des Inselnetzerkennungsverfahrens zu bestimmen. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das Bestimmen der Frequenz und Phase eines Spannungsverlaufs des an dem Netzanschlusspunkt des Wechselrichters (14) angeschlossenen Teilnetzes (10) eine Bestimmung einer dritten zeitlichen Variation der Phase umfasst, wobei das Erzeugen des Spannungsverlaufs mit einer zeitlichen Variation erfolgt, die synchron zur bestimmten dritten zeitlichen Variation der Phase ist. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das Teilnetz (10) ein Netz mit einem ersten und einem zweiten Phasenleiter ist, wobei das Verfahren gleichzeitig oder nacheinander auf dem ersten und dem zweiten Phasenleiter ausgeführt wird, wobei ein Inselnetz erkannt wird, wenn auf mindestens einem der Phasenleiter ein Phasen-Inselnetz erkannt wird. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei das Teilnetz (10) ein Netz mit einem ersten und einem zweiten Phasenleiter ist, wobei das Verfahren gleichzeitig oder nacheinander auf dem ersten und dem zweiten Phasenleiter ausgeführt wird, wobei ein Inselnetz nur dann erkannt wird, wenn sowohl auf dem ersten Phasenleiter als auch auf dem zweiten Phasenleiter ein Phasen-Inselnetz erkannt wird. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei für die Bestimmung der Korrelation zwischen der ersten zeitlichen Variation und der zweiten zeitlichen Variation der durch den Wechselrichter (14) mit dem Teilnetz (10) ausgetauschten Leistung die Wirkleistung verwendet wird. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, wobei für die Bestimmung der Korrelation zwischen der ersten zeitlichen Variation und der zweiten zeitlichen Variation der durch den Wechselrichter (14) mit dem Teilnetz (10) ausgetauschten Leistung die Scheinleistung oder ein gewichtetes quadratisches Mittel von Wirkleistung und Blindleistung verwendet wird. Spannungseinprägender Wechselrichter (14), umfassend:
- eine Messeinheit (20) zur Bestimmung einer Frequenz und Phase eines Spannungsverlaufs eines an einem Netzanschlusspunkt des Wechselrichters (14) angeschlossenen Teilnetzes (10) , sowie mit dem Teilnetz (10) ausgetauschten Werten von Wirkleistung und Blindleistung,
- eine Steuereinheit (21) zur Erzeugung von Schaltbefehlen für eine Brückenschaltung (22) des Wechselrichters (14), so dass an einem Brückenausgang der Brückenschaltung (22) ein durch die Steuereinheit (21) vorgegebener Spannungsverlauf mit der bestimmten Frequenz erzeugt wird, wobei die Steuereinheit (21) dazu eingerichtet ist, den vorgegebenen Spannungsverlauf mit einer gegenüber der Phase des bestimmten Spannungsverlaufs ersten zeitlichen Variation der Phase zu versehen, und
- einen Korrelator (24) zum Bestimmen eines Korrelationsmaßes zwischen der ersten zeitlichen Variation der Phase und einer zweiten zeitlichen Variation einer durch den Wechselrichter (14) mit dem Teilnetz (10) ausgetauschten Leistung, wobei der Korrelator (24) dazu eingerichtet ist, ein Inselnetz zu erkennen, wenn das bestimmte Korrelationsmaß einen vorgegebenen Grenzwert unterschreitet.
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