EP2689462A2 - Photovoltaikanlage - Google Patents

Photovoltaikanlage

Info

Publication number
EP2689462A2
EP2689462A2 EP12735085.8A EP12735085A EP2689462A2 EP 2689462 A2 EP2689462 A2 EP 2689462A2 EP 12735085 A EP12735085 A EP 12735085A EP 2689462 A2 EP2689462 A2 EP 2689462A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
voltage
power
photovoltaic
inverter
switching element
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Withdrawn
Application number
EP12735085.8A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Bernhard Beck
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Belectric GmbH
Original Assignee
Adensis GmbH
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
Priority claimed from DE102011014469.2A external-priority patent/DE102011014469B4/de
Priority claimed from DE102011014468.4A external-priority patent/DE102011014468B4/de
Priority claimed from DE102011015392A external-priority patent/DE102011015392A1/de
Application filed by Adensis GmbH filed Critical Adensis GmbH
Priority to EP14002050.4A priority Critical patent/EP2802014A1/de
Publication of EP2689462A2 publication Critical patent/EP2689462A2/de
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H9/00—Emergency protective circuit arrangements for limiting excess current or voltage without disconnection
    • H02H9/04—Emergency protective circuit arrangements for limiting excess current or voltage without disconnection responsive to excess voltage
    • H02H9/041—Emergency protective circuit arrangements for limiting excess current or voltage without disconnection responsive to excess voltage using a short-circuiting device
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; 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
    • H02J3/12—Arrangements for adjusting voltage in AC networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/16—Arrangements for adjusting voltage in AC networks by changing a characteristic of the network load by adjustment of reactive power
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; 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 feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; 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 feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/46—Controlling the sharing of generated power between the generators, sources or networks
    • H02J3/466—Scheduling or selectively controlling the operation of the generators or sources, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; 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 feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/46—Controlling the sharing of generated power between the generators, sources or networks
    • H02J3/50—Controlling the sharing of reactive power
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/95—Circuit arrangements
    • H10F77/953—Circuit arrangements for devices having potential barriers
    • H10F77/955—Circuit arrangements for devices having potential barriers for photovoltaic devices
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2101/00—Supply or distribution of decentralised, dispersed or local electric power generation
    • H02J2101/20—Dispersed power generation using renewable energy sources
    • H02J2101/22—Solar energy
    • H02J2101/24—Photovoltaics
    • 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
    • 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
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/30—Reactive power compensation

Definitions

  • the invention relates to a photovoltaic system (PV system) with a photovoltaic generator having a plurality of parallel arranged strands of photovoltaic modules connected in series (PV modules), wherein the strands have a plus and a negative pole, between which one over the number of photovoltaic modules connected in series is applied to predetermined strand voltage, which is more than 1000 volts when the photovoltaic generator is idle, and to an inverter whose DC voltage input is connected to the two poles and whose output can be connected to a supply network.
  • each strand of the photovoltaic system is composed of eleven photovoltaic modules, each of which has 120 photovoltaic cells. In total, 1330 cells are connected in series with each other. Each cell has a voltage of 0.75 volts when idling, resulting in a string voltage of 990 volts below that of
  • CONFIRMATION COPY the manufacturers of the modules specified maximum voltage of 1000 volts.
  • the open-circuit voltage of the cells drops to an operating voltage of approximately 0.5 volts, so that a voltage of 660 volts is applied between the ends of the conventional strings.
  • the voltage increases suddenly to the stated 990 volts, which is not critical for the modules and the system. If a higher voltage is applied, this can destroy part of the modules, the inverter and the entire system.
  • the invention has for its object to provide a photovoltaic system, in particular with free-floating or freely displaceable potential, indicate that for operation with a comparatively high operating voltage of z. B. 1500 volts is suitable. In particular, it should also be ensured that no inadmissible voltage exceedances occur at a PV module or at the input of the inverter of the PV system. Furthermore, a particularly suitable method for operating such a photovoltaic system should be specified.
  • the stated object is achieved according to the invention by the features of claim 6.
  • the positive pole and the negative pole are connectable via a first or a second switching element to earth, wherein the switching elements are closed when the voltage across the first open switching elements exceeds a first predetermined limit or when the voltage across the second open switching elements a second predetermined Limit value falls below.
  • the inverter can be operated at its maximum voltage, allowing better utilization of the dimensioning of the inverter, i. H. the dielectric strength in particular of the installed capacitors, the electronic components and the wiring is achieved. In addition, for a given current, the inverter can deliver higher power to the utility or power grid. If the photovoltaic generator is operated with a freely floating potential, then the limit value should be at least half of the predefinable string voltage during idling.
  • the first or the second limit value according to the amount is at least 3% smaller than the lowest permissible dielectric strength of all participating live components, such.
  • a terminal a cable and the photovoltaic module.
  • the short circuit depends on the weakest link in the chain, usually after the photovoltaic module or in older converted equipment also another component.
  • the second limit value should be at least 3% smaller in magnitude than the lowest operating point voltage laid down in the control algorithm of a MPP controller (Maximum Power Point Controller) typically assigned to a photovoltaic system. This measure particularly reliably prevents the use of so-called TCO photovoltaic modules address the problem of cathode erosion at negative potential, while TCO modules continue to work and self-destruct. With the embodiment according to the invention, further short circuit switching elements between the positive pole and the negative pole of the DC side of the inverter are not required.
  • each photovoltaic generator In regenerative energy plants, each photovoltaic generator (PV generator) generates a direct current that is converted into an alternating current by means of the inverter.
  • inverters both purely electronic devices and electromechanical converters can be used. Under inverter in this case are all devices to look at, which can generate an AC voltage from a DC voltage electronically.
  • wind turbines generate directly an alternating current, but which is to be adapted via a frequency converter to the conditions of the public supply network.
  • These frequency converters also include inverters with an internal DC link.
  • the ability of electronic inverters to act separately on each phase can be used to contribute to voltage stabilization.
  • These devices have due to their inherent components such.
  • IGBT ' s the ability to make a contribution to performance (VAr contribution) phase selective.
  • VAr contribution contribution to performance
  • the stability in a supply network can be increased by equalizing the individual phase voltages by virtue of the inverter having a control input via which its operating mode is variable when a control signal is applied such that a supply to the supply network which is asymmetrical with respect to the three phases takes place.
  • the inverter has a control and regulating unit, by means of which its operating mode enables a three-phase unbalanced feed into the supply network.
  • the operating mode works towards a point of maximum power that can be generated, which is distributed asymmetrically to the three phases. It is also expedient if the operating mode works towards a point of maximum producible reactive power or to a point of apparent reactive power which is distributed asymmetrically to the three phases. It is also expedient if the operating mode works towards a point of maximum power that can be generated and, in addition, reactive power is fed into the three phases asymmetrically or is obtained asymmetrically from the three phases. It may also be advantageous for the operating mode to be exposed to the maximum power point and for a specifiable amount of reactive power to be fed into at least one of the three phases or to be drawn from one of the three phases as a function of the control signal.
  • the voltage of all three phases is measured at any network connection point in the supply network, in particular at the network connection point which connects the inverter to the supply network, the control signal being formed with the aid of the three voltage measurement values.
  • the control signal it is expedient that the voltage of three phases is measured at the connection point of a transformer, and / or that the current is measured at a network connection point, in particular at least one of the transformer outputs, and the current measurement value is included in the calculation of the control signal .
  • the output power P is increased at the relevant phase.
  • reactive power to be drawn at least in one of the three phases, while at the same time reactive power is supplied to another phase, that power is supplied to at least one of the three phases while at the same time power is supplied to another phase, at least at reactive power or power is supplied to one of the three phases, and / or that the power direction of at least one phase deviates from the power direction of at least one other phase, while reactive power is simultaneously applied to at least one phase and At least at another phase reactive power is delivered.
  • Unbalanced is understood to mean that the generated power and / or reactive power of the photovoltaic generator is unevenly divided by the inverter on the three phases. This may also mean that one phase or two phases will only be considered with a small or no share of the generated power or will even take up power while feeding power over at least one other phase.
  • the generation of reactive power is independent of the function of the PV generator and can also take place at night when there is no solar radiation and no power.
  • phase voltages LI, L2 and L3 are determined, the values 230Volt, 225Volt and 228Volt result, for example. This can be due to the current behavior of consumers or even to a large number of photovoltaic roof systems feeding energy into the grid independently of each other.
  • a precautionary network stabilization then serves to strengthen the weakest phase L2, which has only a phase voltage of 225 volts, by generating the phase generated in this phase Power is fed via a provided with the corresponding control input inverter.
  • the inverter can also use free capacitances to feed reactive power into phase L2 for boosting the voltage.
  • Free capacities of the inverter are present if the currently available power of the photovoltaic generator is below the nominal power of the inverter. For example, if the inverter is rated at 12kVA, but due to prevailing solar radiation, only 7KVA of solar energy is generated and converted to alternating current, then the considered inverter has a free capacity of 5KVA available for reactive power injection (VAr). This power of 5KVA corresponds to the difference between the currently supplied power and the rated power of the inverter. Thus, the reactive power amount is limited to the power remaining to reach the rated power of the inverter.
  • the energy generated by the generator itself is not limited or reduced.
  • the free power capacity of the inverter is used only to fulfill another function, namely that of the phase shifter or reactive power supplier.
  • the VAr amount is less than the 5kVA VAr calculated above as the difference.
  • the request is implemented. It is irrelevant whether only the measured phase voltages are given to the control input, which are then converted by a computing unit in the inverter to a feed mode, or whether the appropriate direct feed mode is input to the control input, the inverter only still implements.
  • the standard operating mode towards a maximum producible power point is maintained as a priority and, in addition, free capacity of the inverter is used to inject reactive power asymmetrically into the three phases or to draw asymmetrically from the three phases;
  • the standard operating mode towards the maximum power point is suspended and replaced by an operating mode in which, depending on the control signal, a specifiable amount of reactive power is fed into at least one of the three phases or obtained from one of the three phases.
  • the default mode of operation towards the point of maximum power is known per se and will not be discussed further here. It is important for the objective of the present inverter that it can convert a control signal into an asymmetrical distribution of its power, and / or that its electronic components are influenced via the control signal in such a way that reactive power can additionally be generated.
  • the voltage of all three phases is measured at any grid connection point in the supply network, in particular at that grid connection point which connects the inverter to the supply network, and that the control signal with the aid of the three Voltage measurements is formed.
  • the network connection point is understood to be the position of the counting point between the consumer and the network and between the feeder and the network. In the present case, this also includes any position within the public supply network and the network of consumers and the feeders, on which the voltage measurement is made understood.
  • the choice of the measuring point in the immediate vicinity of the inverter means a spontaneous correction possibility of the three phase voltages at the location of the measure.
  • all network connection points are particularly suitable, where there is a high voltage sensitivity. This means that a particularly suitable location for the placement of the voltage measuring device at the end of a stub or in relation to a mains transformer feeding a loop transformer is in the middle of the loop or in the case of multiple feed transformers in the vicinity thereof.
  • the most voltage-sensitive network connection point in particular under the hypothesis of a transformer failure, is selected. This can also be another place, for example, if there is a consumer who operates heavy machines with high starting current, which are frequently switched on and off during the day. Alternatively, the consumer with the highest variation in reactive power sourcing is determined, and the voltage value is measured at the grid connection point of that consumer. Generally, the most stress sensitive point is characterized by the highest voltage variation with respect to a feeding power P. Further, the voltage variation can be defined by a percentage change amount and not by the absolute voltage values considered. This is the case in the presence of a loop usually in the middle in relation to the transformer to the next higher network, that is, at the point where there is the same distance to the transformer in both directions. It follows that the voltage measurement of at least two phases at the connection point of a transformer is particularly suitable for the formation of the control signal. In addition, the current through at least one of the transformer outputs should be measured and used to enter into the calculation of the control signal.
  • the operation of the inverter are maintained by its inherent control device to the maximum power MPP of the photovoltaic generator or wind turbine and fed from the inverter in addition such reactive power amount in the supply level or related to the maximum of the difference of the currently supplied power to the rated power of the inverter ,
  • a measured phase voltage below a threshold will result in a reactive power feed into that phase from the inverter while an impending surge in phase, e.g. upon reaching an upper threshold, leads to a reference of reactive power from targeted this phase by the at least one inverter.
  • Some utilities may require that a fixed ratio of power to reactive power, ie a fixed cos phi value, be maintained.
  • a fixed ratio of power to reactive power ie a fixed cos phi value
  • the direction of the reactive power generation can also vary from phase to phase.
  • reactive power is obtained at least in one of the three phases, while reactive power is simultaneously supplied to another phase.
  • This can be modified as desired, e.g. reactive power is supplied to two phases and reactive power is sourced from the third phase, or it is sourced from two phases reactive power and supplied to the third phase, etc.
  • a particularly suitable method for optimizing the feed-in power and the stability in a public power grid with multiple energy suppliers of renewable energy, in which each energy supplier has an electronic components based on the basis of electronic components, according to the invention provides that each inverter its currently freely available reactive power capacity to a System control reports, which determines from the incoming data on the reactive power capacity a contribution for each energy supplier, which feeds it via its inverter as reactive power into the supply network or from the supply network.
  • An expedient development of this method provides that each inverter reports the currently fed power as a percentage of its nominal power.
  • each inverter reports its power currently fed into the supply network to a system controller which, from the data received for the power, determines a contribution for each energy supplier which the inverter uses as its dummy output via its inverter. feeds power into or from the supply network.
  • the system controller is integrated in one of the inverters or is located in a control room.
  • the rated power of the inverters of the energy suppliers involved is preferably stored in the system control.
  • the free reserve is reported to the system controller until the rated power of the inverter is reached.
  • the inverters of the multiple energy suppliers are assigned to network areas and voltage levels.
  • the geographical location of the energy suppliers is included in the investigation.
  • both the freely available capacity for the supply or purchase of reactive power and the geographic location of the energy suppliers and the allocation of the energy suppliers to a network area are included in the determination in order to achieve the highest efficiency in voltage stabilization through a defined feed / reference of reactive power to reach.
  • the goal of this method is to stabilize the supply network by means of the distribution and distribution of the reactive power contributions to the alternative energy suppliers involved, a notification of the instantaneous performance may also lead to the goal.
  • This is z.
  • the control unit of the relevant energy supplier drives the inverter to a fixed cos phi value, which can be drawn from the knowledge of the performance of a conclusion on the instantaneous reactive power. If the nominal power of the individual energy suppliers is known, the freely available reactive power capacity can then be determined.
  • the power supply companies set more or less strict limits for the purchase of reactive power or the reactive power supply of electricity suppliers and electricity consumers.
  • the allowable cos phi value for a penaltyless reactive power purchase or a reactive power feed-in is 0.95. This measure serves to stabilize the networks in order to avoid overvoltage, which can lead to the destruction of connected consumers, and an undervoltage, which can lead to a failure of consumers.
  • the price serves as a regulator for compliance with the set cos phi values.
  • a feed-in or a purchase of reactive power outside of the bandwidth prescribed by the utility or main network operator for the cos phi is substantiated with considerable additional payments.
  • each photovoltaic system In plants generating regenerative energy, each photovoltaic system generates in its PV generator a direct current, which is converted by means of an inverter into an alternating current.
  • cos phi value For larger and modern systems, it is customary not rigidly specify the cos phi value as a pointer, but according to the diagram in accordance with FIG. 4 set. There, a cos phi value to be set is plotted on the output of the inverter via the mains voltage.
  • the output voltage U mains for feeding into the network may vary only within a minimum value U min and a maximum value U max .
  • the photovoltaic system should not be operated halfway through this area of supply to the grid, which has been approved by the energy supplier and has a cos phi of, for example, a maximum of 0.95.
  • Electronic inverters can produce 's of from reactive power that can be fed into the connected utility grid them by appropriate actuation thereof IGBT. Likewise, a control can be carried out such that reactive power is obtained from the network.
  • the supply of reactive power has a voltage-reducing effect on the supply side and the supply of reactive power increases the voltage.
  • a photovoltaic system consists of a PV generator and an inverter. There are three larger photovoltaic systems connected to the public grid. The The network is in an operating condition which requires measures to ensure stability. Possible reasons can be the failure of a transformer due to maintenance work, the start-up of induction furnaces, the feed-in of numerous photovoltaic systems on roofs with a respective small fluctuating voltage increases, etc.
  • the three photovoltaic systems are located at different locations, which are far apart, so that a given cloud pattern leads to different solar irradiation on the individual PV generators, which inevitably leads to a different feed of energy through the inverter into the power grid.
  • the first photovoltaic system is e.g. operated under full load, that is, their associated inverter operates at its rated power to feed electrical energy into the grid.
  • the other two PV systems generate at the same time only 70% or 80% of their rated power, which is fed by the assigned inverters in the supply network.
  • those inverters are used for sourcing or feeding in reactive power having free reactive power capacities, the rated power of which is currently not exhausted, in order to allow other energy suppliers or generators to feed additional active power into the supply grid.
  • the second and third photovoltaic systems are capable of providing voltage stabilizing reactive power contributions. Since the inverter of the first photovoltaic system operates at full load and can no longer process any further power without disregarding its reactive power obligation towards the network operator, its reactive power component can be reduced if the stabilization effect associated with the reactive power component is taken over by another photovoltaic system.
  • the contribution released by the withdrawal of reactive power in the case of the first photovoltaic system can be used to increase the injection of active power.
  • VAr control capacity power or reactive power capacity
  • the allocation of energy suppliers (energy producers) in network areas, voltage levels and the inclusion of their geographic location enable safe operation and optimizes the effect of reactive power supply or relation with respect to the voltage stabilization in the network while optimizing the total system of all energy suppliers, the maximum number of kilowatt hours ( kWh) into the grid.
  • Fig.l schematically photovoltaic system (PV system) with time-shifted short-circuiting of the plus and minus pole;
  • FIG. 2 schematically simplified another embodiment of a PV system according to the invention with synchronous short-circuiting of the positive and negative poles
  • 3 is a schematic overview of a photovoltaic system with an inverter
  • 4 is a control diagram of an inverter of a solar system for setting a cos phi value on the output voltage
  • Fig. 5 is a schematic representation of a supply network.
  • a photovoltaic system 1 referred to below as a PV system, has as essential elements, according to FIGS. 1 and 2, a photovoltaic generator 3, referred to below as a PV generator, and an inverter 5.
  • the connected to a three-phase (LI, L2, L3) supply network 4 PV generator 3 has a number of parallel-connected strands 7, each consisting of a series of sixteen (16) hereinafter referred to as PV modules photovoltaic modules 9.
  • the ends of the strands 7 on the one hand form a positive pole 11 and on the other hand a minus pole 13.
  • ground fault 15 Another, unplanned, voltage increase may occur due to a ground fault or creeping ground fault 15 occurring on one of the connecting lines between the PV modules 9, between the strings 7 or to the inverter 5.
  • a ground fault 15 is in the figures by a dashed mass tag symbolizes.
  • the earth fault 15 is located at the bottom of the first PV module 9. At any other point, the earth fault 15 in principle - only comparatively slightly creeping - to the same effect.
  • the earth fault 15 is usually not a loadable short circuit, but causes a reduced contact resistance to ground, but sufficient to shift the potential at this point.
  • the result of the shift is that the negative pole 13 is laid in the direction of ground when idling.
  • an open-circuit voltage of 90V would build up at the first PV module 9 below, at the second PV module 9 above 180Vlt, at the next PV module 9 from three times 90V, ie 270V, etc. From PV Module 9 to PV module 9, the voltage at the PV module 9 increases by 90V, which leads to an undue voltage of 1080V from the twelfth module.
  • a first switching element 17 is now provided both at the positive pole 11 and at the negative pole 13, of which, when a control or switching signal S1 is present at the first switching element 11, the positive pole 11 is connected to earth or ground 18. Analogously, when a control or switching signal S2 is applied to the second switching element 19, the negative pole 13 is connected to earth or ground 18.
  • the switching signals S1 and S2 are generated by a control device 21, which determines the voltage applied to the positive pole 11 as the input signal El of the first measuring device 23 connected to the positive pole 11 and the negative pole 13 which is determined by a second measuring device 25 connected to the negative pole 13 Voltage value is supplied as input signals E2.
  • the closing operation of the switching elements 17, 19 is controlled such that the first measuring device 23, first, a voltage value above a limit value Gl of z. B. 1000V determined. This is detected by the control device 21, which then emits a switching signal Sl to the first switching element 17, whereupon this closes.
  • the control device 21 which then emits a switching signal Sl to the first switching element 17, whereupon this closes.
  • the voltage at the negative pole 13 is shifted downwards, since the applied PV generator voltage from ground 18 leads starting to a smaller potential.
  • the downward shift leads to a second limit value G2 for triggering the switching signal S2 for closing the second switching element 19 being undershot. Then closes the second switching element 19 and the negative terminal 13 of the photovoltaic generator 3 is set to ground 18.
  • the photovoltaic generator 3 is short-circuited as a whole and none of the involved components of the PV generator 3, in particular mounting clamps, cables, cable branches, cable lugs or photovoltaic modules 9 continues to carry voltage.
  • the two switching signals Sl and S2 are thus generated with a time delay, the short-circuiting of one of the two poles 11 or 13 automatically leads to a temporally subsequent short-circuiting of the respective other pole 13 and 11 respectively. Therefore closes first, the second switching element 19 due to a determined by the second measuring device 25 falls below the lower limit voltage G2 of z. B.
  • the loadable short to ground leads to a raising of the potential at the positive pole 11 of the PV generator 3 via the first limit value Gl associated therewith, wherein the exceeding of the first limit value Gl has the generation of the second switching signal S2 result ,
  • the switching elements 17, 19 are therefore preferably designed such that the time interval between the generation of the two switching signals Sl and S2 is between 10 ms and 100 ms, in particular between 20 ms and 50 ms.
  • the photovoltaic generator 3 is shown as a block for reasons of clarity.
  • the photovoltaic generator 3 consists of the same components as the photovoltaic generator 3 according to FIG. 1.
  • the difference between the photovoltaic system 1 according to FIG. 2 is that of the control device 21 instead of the two time-shifted generated switching signals Sl and S2 only a single control or switching signal S is generated, which leads to a synchronous triggering of the two switching elements 17, 19.
  • the switching elements 17, 19 can work on a chemical, electrical or mechanical basis and in particular be varistors or IGBTs.
  • the first and the second limit values G1 and G2 can be set on the control device 21 via setting means (not shown). It is also possible to use predetermined limit values which are permanently preprogrammed in the control device 21 and are compared with the measured values of the first and second measuring devices 23, 25. In addition, instead of the two measuring devices 23, 25, a single measuring device can be provided.
  • a three-wire power supply system is shown with the conductors L1, L2, L3, which are connected to a measuring point 101, by means of which at least the voltage applied to the individual phases L1, L2, L3 is measured. It is also conceivable to additionally determine the current value through the conductors, in order to possibly detect an overload of a conductor, and then, e.g. to direct its own feed-in capacity to under-loaded conductors. Hereby, it may e.g. when tapping transformers or cables, it may be useful to measure only the current and not the voltage.
  • the measured values determined are forwarded to a control and control unit 103, which among other things also includes the control unit for setting the point of maximum power MPP.
  • a photovoltaic generator 105 is provided as a regenerative power generator.
  • the photovoltaic generator 105 generates a direct current, which is guided by means not shown electrical leads to a DC bus 107.
  • the DC bus 107 is located in an inverter 109 whose AC side is connected to the three phases L, L2, L3.
  • the actual conversion of the generated direct current is carried out separately for each phase by means of electronic components, currently preferably with IGBTs. This is indicated by three inverter symbols 110a, 110b, 110c within the inverter 109. From the control unit 103, three separate signal lines S10, S20, and S30 lead to the three IGBT blocks indicated by the inverter symbols 110a, 110b, and 110c.
  • the IGBTs are controlled such that they make the calculated by the control and control unit 103 settings in response to the voltage readings.
  • the inverter 109 and the control and regulation unit 103 are shown separated from each other.
  • the control and control unit 103 is integrated with the MPP element in the inverter 109.
  • there is an inverter 109 whose control and control unit 103 additionally assumes the described phase-selective reactive power management.
  • the three phase voltages LI, L2 and L3 are given with the values 230V, 235V and 227V. This can be due to the current behavior of consumers or even to a large number of photovoltaic roof systems feeding energy into the grid independently of each other. This situation is determined by the measuring point 102 and transmitted to the control and regulating device 103. This is programmed such that e.g. a maximum voltage difference between the phases LI, L2 and L3 of 4V is accepted, wherein the phase voltage should lie within a predefinable bandwidth, here 228V to 232V.
  • the criterion 4V can be set arbitrarily according to the needs of the energy supplier and network operator. Other criteria such as the absolute voltage of the three phases LI, L2 and L3 may be used without taking into account the difference value of the voltage between the phases of consideration.
  • the requirements for the network can also change, which is why an alternative is provided to provide the control and regulation unit 103 with a setting input E.
  • the currently required criterion is transmitted to the inverter 109 from a control room (not shown) via the setting input E, which may be the currently required setpoint values for the three phase voltages LI, L2 and L3, for example.
  • the control unit 103 determines, based on the measured voltage values, that the phase LI should remain unchanged, that the phase L2 be reduced by at least 3V in its voltage by a reactive power reference, and that the phase L3 be replaced by a Reactive power supply to one volt (IV) is to strengthen.
  • the inverter 109 can also use free capacitances to feed reactive power into the phase L3 for voltage boosting and to draw reactive power from the phase L2 to reduce the voltage.
  • a part of a public supply network 201 is shown, which includes a first and a second transformer 203 or 205, three photovoltaic systems 207, 209, 211, a city network 213 and a control room 215.
  • the photovoltaic panels 207, 209, 211 are shown outside the city network 213 for clarity, but are operated by the utility of the city.
  • the transformers 203, 205 are connected on their primary side with a 20kV cable, and their secondary side supplies the city network 213 on the 400V level.
  • the primary-side cables of the transformers 203, 205 in turn lead to further, not shown transformers, which supply the transformers 203, 205 from a HOkV-level with voltage.
  • the first, second and third photovoltaic systems 207, 209, 211 feed power into the city network 213 at the 20 kV level.
  • the three PV systems 207, 209, 211 consist in their essential elements in each case of a photovoltaic generator, which comprises a plurality of photovoltaic modules whose photovoltaic cells generate a direct current, and an inverter, which converts the generated direct current into an alternating current.
  • the inverter has a power adapted to the nominal power of the PV generator.
  • the adjustment is such that from the maximum producible power a discount is made taking into account that for the fewest time of the year the sun is at the irradiates the maximum possible intensity on the PV modules, it seems uneconomical to design the inverter to this maximum power.
  • a reactive power component is taken into account, which the power generator must bring into the supply level for voltage stabilization. Such an obligation arises from the contracts of the local operator of the urban network with the operators of the higher level of care.
  • a maximum producible power of 1.55 MW is assumed, which can be achieved as active power at the highest possible position of the sun in summer and in clear skies. Since this constellation occurs only a few hours a year, a deduction is made for the design of the inverter, and a maximum power of 1.5 MW is assumed.
  • the city grid operator with its three PV systems 207, 209, 211 is required by the higher-level energy supplier not to exceed a cos phi value of 0.95 at the transformers 203, 205 and at the PV systems 207, 209, 211.
  • the other two photovoltaic systems 209, 211 are to be designed in the numerical example to each 1 megawatt (1MW) rated power, of which 5% are to be provided for the reactive power purchase, so that they can provide 0.95MW power.
  • both PV systems 207, 209 now report their reactive power reserves to the control room 215.
  • the first photovoltaic system 207 therefore reports zero available reactive power capacity and the second photovoltaic system 209 reports 0.3 W (1 MW rated power - 0.7 MW instantaneous power) available reactive power capacity ,
  • the control room 215 then sends a control signal to the second photovoltaic system 209, which changes the operation of the inverter so that it in addition to the 0.7MW power that generates the second photovoltaic system 209, still another 0.075MW reactive power relates.
  • the inverter of the second photovoltaic system 209 is then a total of
  • the control room 215 sends to the first photovoltaic system 207 a control signal that their inverter no longer has to make any reactive power reference, which can be there regardless of a reactive power supply, the supply of sun-generated active power up to the rated power of 1.5MW can be made ,
  • the exchange of data between the PV systems and the control room can be wireless or wired. Likewise, it is freely selectable, which component of the photovoltaic system 207, 209, 211 emits the message to the control room.
  • the inverter In the division of the PV systems 207, 209, 211 into a PV generator and an inverter, it is the inverter in the broadest sense that undertakes the notification of the available capacity.
  • the inverter can include a communication interface, which reports the operating status of the control of the IGBTs in the inverter, which sends a message in plain text, etc. In the above exemplified situation, intervention in the operation of the inverter of the third photovoltaic system 211 is unnecessary.
  • the free reactive power capacities of several, preferably all, cooperating on the considered supply level alternative energy generator is reported to the control room 215, which then possibly taking into account the geographical location of the power generator in the electrical network, the reactive power and / or the reactive power delivery of that or Power generator modified so that a maximum power output in the overall view of all participating power generator is present.
  • Control Device 215 Le te rs / syste m s

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Inverter Devices (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)

Abstract

Bei einer Photovoltaikanlage (1) mit generatorseitig einer Anzahl von parallel angeordneten Strängen (7) sind erfindungsgemäß ein erstes Schaltelement (17) zwischen einem strangseitigen Pluspol (11) und Erde (18), ein zweites Schaltelement (19) zwischen einem strangseitigen Minuspol (13) und Erde (18), eine Messvorrichtung (23, 25) zur Erfassung der Spannung zwischen den Polen (11, 13) und Erde (18), sowie eine Steuervorrichtung (21) zum Empfangen der gemessenen Spannungswerte von der Messeinrichtung (23, 25) und zum Auslösen von Steuersignalen (S1, S2) zum zeitgleichen oder zeitversetzten Schließen der Schaltelemente (17, 19) vorgesehen, wenn die Spannung über dem ersten offenen Schaltelement (17) einen ersten vorgegebenen Grenzwert (G1) übersteigt, oder wenn die Spannung über dem zweiten offenen Schaltelement (19) einen zweiten vorgegebenen Grenzwert (G2) unterschreitet.

Description

Beschreibung
Photovoltaikanlage
Die Erfindung betrifft eine Photovoltaikanlage (PV-Anlage) mit einem Photovoltaik- generator, welcher mehrere parallel angeordnete Stränge von in Serie verbundenen Pho- tovoltaikmodulen (PV-Module) aufweist, wobei die Stränge einen Plus- und einen Minuspol aufweisen, zwischen denen eine über die Anzahl der in Serie geschalteten Photovol- taikmodule vorgebbare Strangspannung anliegt, die im Leerlauffall des Photovoltaikgene- rators mehr als 1000 Volt beträgt, und mit einem Wechselrichter, dessen Gleichspannungseingang mit den beiden Polen verbunden ist, und der ausgangsseitig mit einem Versorgungsnetz verbindbar ist.
Bei der Auslegung von Photovoltaikanlagen ist stets zu berücksichtigen, dass eine maximal zulässige Spannung (Uz) zwischen dem Pluspol und dem Minuspol an der Gleichstromseite eines Wechselrichters nicht überschritten wird. Ein Überschreiten würde zu einer Zerstörung des Wechselrichters und desjenigen Teils der Photovoltaikmodule führen, an welchem eine Spannung oberhalb der zulässigen Spannung anliegt.
Aus diesem Grund wird bei der Auslegung der Photovoltaikanlage üblicherweise sichergestellt, dass auch im ungünstigsten Fall eines Leerlaufs die Leerlaufspannung (UL oder U0) stets unterhalb der zulässigen Maximalspannung (Uz) liegt, weshalb in der Regel eine Vielzahl von Strängen parallel geschaltet wird. Die maximale Anzahl der Stränge richtet sich dabei nach der Leistung des Wechselrichters, an den die Stränge angeschlossen sind. Moderne Wechselrichter können bis zu einer Eingangsgleichspannung von ca. 900 Volt bis 1000 Volt ausgelegt sein.
Typischerweise ist jeder Strang der Photovoltaikanlage aus elf Photovoltaikmodulen aufgebaut, von denen jedes 120 Photovoltaikzellen aufweist. Insgesamt sind somit 1330 Zellen in Reihe zueinander geschaltet. An jeder Zelle liegt im Leerlauffall eine Spannung von 0,75 Volt an, was zu einer Strangspannung von 990 Volt führt, die unterhalb der von
BESTÄTIGUNGSKOPIE den Herstellern der Module angegebenen Maximalspannung von 1000 Volt liegt. Im Betrieb der Photovoltaikanlage sinkt die Leerlaufspannung der Zellen auf eine Betriebsspannung von ca. 0,5 Volt, so dass zwischen den Enden der herkömmlichen Stränge eine Spannung von 660 Volt anliegt. Sollte der Netzbetreiber, an den die Photovoltaikanlage angeschlossen ist, diese aus vom Netz nehmen, beispielsweise aufgrund eines Kurzschlusses im Einspeisekabel, so erhöht sich die Spannung sprunghaft auf die genannten 990 Volt, was für die Module und die Anlage unkritisch ist. Liegt eine höhere Spannung an, so kann dies zur Zerstörung eines Teils der Module, des Wechselrichters und der gesamten Anlage führen.
Andererseits ist es wünschenswert, insbesondere im Hinblick auf neuartige Wechselrichter mit höheren erlaubten Betriebs- und Leerlaufspannungen, die Photovoltaikmodule und auch den Wechselrichter im Normalbetrieb mit einer Spannung zu betreiben, die größer ist 660 Volt und vorzugsweise der zulässigen Höchstspannung von lOOOVolt entspricht. Zur besseren Ausnutzung der in der Regel auf lOOOVolt ausgelegten Isolationsfestigkeit der Verkabelung ist es zudem wünschenswert, die Anzahl der Module pro Strang zu erhöhen, um die 1000V-Spannung im Betrieb der Photovoltaikanlage auszunutzen. Dieses ist jedoch nicht ohne weiteres möglich, da dann im Fehlerfall eine Spannung von ca. 1500 Volt gegenüber Erde (Erdpotential) auftreten und zur Zerstörung der Photovoltaikmodule sowie der Leitungen führen könnte.
Zur Vermeidung dieser unzulässig hohen Spannungen ist es aus der DE 30 41 078 AI und aus der DE 10 2005 018 173 AI bekannt, zwischen dem Pluspol und dem Minuspol einen Kurzschlussschalter anzuordnen, der im Falle einer unzulässig hohen Spannung zwischen den Polen diese kurzschließt.
Aus der EP 2 086 020 A2 und aus der DE 20 2006 008 936 Ul ist es zudem bekannt, den Pluspol oder den Minuspol auf ein festes zulässiges Potential von z. B. 1000 Volt zu fixieren und die Photovoltaikanlage im Betrieb von diesem Potential aus nach unten oder nach oben schweben zu lassen, was auch als sogenanntes floaten bezeichnet wird. Diese Maßnahme ist für Anlagen mit einem frei schwebenden Potential jedoch nicht möglich. Bei solchen Anlagen mit einem frei floatenden Potential des Plus- und des Minuspols treten z. B. Potentiale gegenüber einer virtuellen Erde von plus (+)600 Volt bis minus (-)600 Volt auf. Virtuelle Erde bedeutet dabei, dass die Stränge an keiner Stelle mit Erde verbunden sind. Würden jedoch die Strangmitte auf Erde gesetzt, so würden entsprechende Spannungen von (+)600 Volt des Pluspols und (-)600 Volt des Minuspols gegenüber der geerdeten Strangmitte anfallen. Für solche Anlagen könnte ein Schalter zwischen der Strangmitte und Erde vorgesehen sein, der im Falle eines Erdfehlers geschlossen wird und die Strangmitte real erdet. Im Ergebnis fallen dann lediglich noch Spannungen bis zu 600 Volt an den Modulen an. Diese Maßnahme wäre jedoch mit einem erheblichen Verkabelungsaufwand verbunden, da die Mitte jedes Stranges über den Schalter erreichbar sein muss. Bei der Verwendung von sogenannten TCO-Modulen treten darüber hinaus Korrosionsprobleme auf, da aufgrund von Kathodenentladung der der Modulrand erodiert wird.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, eine Photovoltaikanlage, insbesondere mit frei schwebendem oder frei verschiebbarem Potential, anzugeben, die für einen Betrieb auch mit einer vergleichsweise hohen Betriebsspannung von z. B. 1500 Volt geeignet ist. Dabei soll insbesondere auch sichergestellt sein, dass keine unzulässigen Spannungsüberschreitungen an einem PV-Modul oder am Eingang des Wechselrichters der PV-Anlage auftreten. Des Weiteren soll ein besonders geeignetes Verfahren zum Betreiben einer derartigen Photovoltaikanlage angegeben werden.
Bezüglich der PV-Anlage wird die genannte Aufgabe erfindungsgemäß gelöst durch die Merkmale des Anspruchs 1. Vorteilhafte Ausgestaltungen, Varianten und Weiterbildungen sind Gegenstand der hierauf rückbezogenen Unteransprüche.
Bezüglich des Verfahrens wird die genannte Aufgabe erfindungsgemäß gelöst durch die Merkmale des Anspruchs 6. Dabei sind der Pluspol und der Minuspol über ein erstes beziehungsweise über ein zweites Schaltelement mit Erde verbindbar, wobei die Schaltelemente geschlossen werden, wenn die Spannung über dem ersten offenen Schaltelemente einen ersten vorgegebenen Grenzwert übersteigt oder wenn die Spannung über dem zweiten offenen Schaltelemente einen zweiten vorgegebenen Grenzwert unterschreitet.
Durch diese Maßnahme wird sichergestellt, dass an den Komponenten der PV-Anlage, insbesondere an den PV-Modulen und am Wechselrichter keine unzulässig hohe Spannung (Uz) gegen Erde im Leerlauffall auftritt. Durch die hohe Betriebsspannung von z. B. lOOOVolt können bei gleicher Leistung der PV-Anlage Kabel mit dünneren Leitungsquerschnitten eingesetzt werden, was kostengünstiger ist und größere Anlagen erlaubt. Der Wechselrichter kann an dessen maximaler Spannung betrieben werden, wodurch eine bessere Ausnutzung der Dimensionierung des Wechselrichters, d. h. der Spannungsfestigkeit insbesondere der verbauten Kondensatoren, der elektronischen Bauelemente und der Verdrahtung erreicht wird. Darüber hinaus kann der Wechselrichter bei gegebenem Strom eine höhere Leistung in das Energieversorgungs- oder Stromnetz abgeben. Wird der Photovoltaikgenerator mit einem frei schwebenden Potential betrieben, so soll der Grenzwert mindestens die Hälfte der vorgebbaren Strangspannung im Leerlauffall betragen.
Es ist vorteilhaft, wenn der erste oder der zweite Grenzwert dem Betrage nach mindestens 3% kleiner ist bzw. sind als die niedrigste zulässige Spannungsfestigkeit aller beteiligten spannungsführenden Bauteile, wie z. B. einer Klemme, eines Kabels und des Photo- voltaikmoduls. So richtet sich die Kurzschlussschaltung nach dem schwächsten Glied in der Kette, in der Regel nach dem Photovoltaikmodul oder bei älteren umgerüsteten Anlagen auch einer anderen Komponente.
Der zweite Grenzwert sollte dem Betrage nach mindestens 3% kleiner sein als die niedrigste, im Regelalgorithmus eines einer Photovoltaikanlage üblicherweise zugeordneten MPP-Reglers (Maximum Power Point Controller) niedergelegte Arbeitspunktspannung. Diese Maßnahme verhindert besonders zuverlässig, dass bei dem Einsatz von sogenann- ten TCO-Photovoltaikmodulen das Problem der Kathodenerosion bei negativem Potential, die TCO-Module weiterhin arbeiten und sich selbst zersetzen. Mit der erfindungsgemäßen Ausführung sind weitere Kurzschluss-Schaltelemente zwischen dem Pluspol und dem Minuspol der Gleichspannungsseite des Wechselrichters nicht erforderlich.
In Anlagen zur Erzeugung regenerativer Energie erzeugt jeder Photovoltaikgenerator (PV- Generator) einen Gleichstrom, der mittels des Wechselrichters in einen Wechselstrom umgewandelt wird. Als Wechselrichter können sowohl rein elektronische Geräte als auch elektromechanische Umformer eingesetzt werden. Unter Wechselrichter im sind dabei alle Vorrichtungen anzusehen, welche auf elektronischem Weg aus einer Gleichspannung eine Wechselspannung erzeugen können. So erzeugen Windkraftanlagen zwar unmittelbar einen Wechselstrom, der aber über einen Frequenzumformer an die Verhältnisse des öffentlichen Versorgungsnetzes anzupassen ist. Diese Frequenzumformer umfassen ebenfalls Wechselrichter mit einem internen Gleichstromzwischenkreis.
Bisher sind Maßnahmen zur Einhaltung der Stabilität eines mehrphasigen Drehstrom- Versorgungsnetzes bekannt, die auf das Netz gleichmäßig einwirken. Hier wurde als Nachteil erkannt, dass eine gemeinsame Spannungsveränderung aller Phasen zwar für eine der Phasen erforderlich oder zumindest dienlich sein kann, um die Unterschreitung oder die Überschreitung eines Spannungsschwellwertes zu verhindern, während für eine andere Phase des Drehstromnetzes dies eventuell eher unerwünscht ist. Wird z. B. eine Spannungsanhebung bewirkt, um eine drohende Unterspannung an einer Stelle im Netz zu verhindern, so kann an einer anderen Stelle, an der momentan keine großen Verbraucher anliegen, diese Spannungserhöhung eher unerwünscht sein.
Es ist daher eine erfindungsgemäße Überlegung, dass die Fähigkeit elektronischer Wechselrichter, auf jede Phase getrennt einzuwirken, für einen Beitrag zur Spannungsstabilisierung genutzt werden kann. Diese Geräte haben aufgrund deren inhärent vorhandenen Bauteile, wie z. B. IGBT's, die Möglichkeit, einen Leistungsbeitrag (VAr-Beitrag) phasenselektiv zu leisten. Es wird also eine bereits vorhandene Fähigkeit der Geräte zu einem weiteren Zweck genutzt. Vorteilhafterweise kann die Stabilität in einem Versorgungsnetz durch eine Vergleichmäßigung der einzelnen Phasenspannungen erhöht werden, indem der Wechselrichter erfindungsgemäß einen Steuereingang aufweist, über den sein Betriebsmodus bei Anliegen eines Steuersignals derart veränderlich ist, dass eine bezüglich der drei Phasen unsymmetrische Einspeisung in das Versorgungsnetz erfolgt. Alternativ weist der Wechselrichter eine Steuer- und Regeleinheit auf, mittels der sein Betriebsmodus eine bezüglich der drei Phasen unsymmetrische Einspeisung in das Versorgungsnetz ermöglicht.
In vorteilhafter Ausgestaltung arbeitet der Betriebsmodus auf einen Punkt maximal erzeugbarer Leistung hin, die unsymmetrisch auf die drei Phasen verteilt wird. Auch ist es zweckdienlich, wenn der Betriebsmodus auf einen Punkt maximal erzeugbarer Blindleistung oder auf einen Punkt beziehbarer Blindleistung hinarbeitet, die unsymmetrisch auf die drei Phasen verteilt wird. Ebenso ist es zweckdienlich, wenn der Betriebsmodus auf einen Punkt maximal erzeugbarer Leistung hinarbeitet und zusätzlich Blindleistung unsymmetrisch in die drei Phasen eingespeist oder unsymmetrisch von den drei Phasen bezogen wird. Auch kann es vorteilhaft sein, dass der Betriebsmodus hin zu dem maximalen Leistungspunkt ausgesetzt und in Abhängigkeit von dem Steuersignal ein vorgebbarer Betrag an Blindleistung in zumindest eine der drei Phasen eingespeist oder aus einer der drei Phasen bezogen wird.
Vorteilhafterweise wird die Spannung aller drei Phasen an einem beliebigen Netzverknüpfungspunkt im Versorgungsnetz gemessen, insbesondere an demjenigen Netzverknüpfungspunkt, der den Wechselrichter mit dem Versorgungsnetz verbindet, wobei das Steuersignal unter Zuhilfenahme der drei Spannungsmesswerte gebildet wird. Zur Bildung des Steuersignals ist es zweckmäßig, dass die Spannung von drei Phasen an dem Verknüpfungspunkt eines Transformators gemessen wird, und/oder dass der Strom an einem Netzverknüpfungspunkt gemessen wird, insbesondere an mindestens einem der Transformatorausgänge, und der Strommesswert in die Berechnung des Steuersignals eingeht. Um einen höheren Bezug oder eine höhere Lieferung an Blindleistung an eine ausgewählte Phase beziehen oder liefern zu können, ist in einer vorteilhaften Weiterbildung des Verfahrens vorgesehen, dass die abgegebene Leistung P an der betreffenden Phase erhöht wird. Auch ist es zweckdienlich, dass zumindest bei einer der drei Phasen Blindleistung bezogen wird, während gleichzeitig an eine andere Phase Blindleistung geliefert wird, dass zumindest bei einer der drei Phasen Leistung bezogen wird, während gleichzeitig an eine andere Phase Leistung geliefert wird, dass zumindest bei einer der drei Phasen Blindleistung oder Leistung bezogen wird, während gleichzeitig an eine andere Phase Blindleistung oder Leistung geliefert wird, und/oder dass die Leistungsrichtung zumindest einer Phase von der Leistungsrichtung zumindest einer anderen Phase abweicht, während gleichzeitig auf zumindest einer Phase Blindleistung bezogen wird und zumindest an einer anderen Phase Blindleistung geliefert wird.
Ein derartiger Wechselrichter sowie ein solches Verfahren zu dessen Betrieb werden als eigenständige Erfindung angesehen.
Unter unsymmetrisch wird dabei verstanden, dass die erzeugte Leistung und/oder Blindleistung des Photovoltaikgenerators durch den Wechselrichter ungleich auf die drei Phasen aufgeteilt wird. Dies kann auch bedeuten, dass eine Phase oder zwei Phasen lediglich mit einem geringen oder keinem Anteil der erzeugten Leistung bedacht wird (werden) oder sogar Leistung aufnimmt (aufnehmen), während über mindestens eine andere Phase Leistung eingespeist wird. Die Erzeugung von Blindleistung ist dabei unabhängig von der Funktion des PV-Generators und kann auch nachts stattfinden, wenn keine Sonneneinstrahlung und keine Leistung vorhanden sind.
Bei einer Ermittlung aller drei Phasenspannungen LI, L2 und L3 ergeben sich zum Beispiel die Werte 230Volt, 225Volt und 228Volt. Dies kann in dem aktuell vorliegenden Verhalten von Verbrauchern oder auch durch eine Vielzahl von unabhängig voneinander in das Netz einspeisenden photovoltaischen Dachanlagen begründet sind. Dann ist einer vorsorglichen Netzstabilisierung dienlich, wenn die schwächste Phase L2, die lediglich eine Phasenspannung von 225Volt aufweist, gestärkt wird, indem in diese Phase die erzeugte Leistung über einen mit dem entsprechenden Steuereingang versehenen Wechselrichter eingespeist wird.
Bei großen Abweichungen kann der Wechselrichter auch freie Kapazitäten nutzen, um Blindleistung zur Spannungsanhebung in die Phase L2 einzuspeisen. Freie Kapazitäten des Wechselrichters liegen dann vor, wenn die momentan vorliegende Leistung des Photo- voltaikgenerators unterhalb der Nennleistung des Wechselrichters liegt. Ist der Wechselrichter zum Beispiel auf 12kVA ausgelegt, werden jedoch aufgrund der herrschenden Sonneneinstrahlung lediglich 7KVA an Solarenergie generiert und in Wechselstrom gewandelt, so besitzt der betrachtete Wechselrichter eine freie Kapazität von 5KVA, die zur Blindleistungseinspeisung (VAr) zur Verfügung stehen. Diese Leistung von 5KVA entspricht der Differenz der aktuell gelieferten Leistung zur Nennleistung des Wechselrichters. So wird der Blindleistungsbetrag auf die zur Erreichung der Nennleistung des Wechselrichters verbleibende Leistung beschränkt. Dadurch wird die vom Energieerzeuger selber generierte Energie nicht eingeschränkt oder reduziert. Die freie Leistungskapazität des Wechselrichters wird lediglich zur Erfüllung einer weiteren Funktion, nämlich diejenige des Phasenschiebers oder Blindleistungslieferanten herangezogen. Üblicherweise ist der VAr-Betrag kleiner als der oben als Differenzbetrag errechnete VAr-Wert von 5kVA.
Über ein entsprechendes Steuersignal, das an den Steuereingang gelegt ist, wird die Anforderung umgesetzt. Dabei ist es unerheblich, ob an den Steuereingang lediglich die gemessenen Phasenspannungen gegeben werden, die dann von einer Recheneinheit im Wechselrichter zu einem Einspeisemodus umgesetzt werden, oder ob am Steuereingang direkt der geeignete Einspeisemodus eingegeben wird, den der Wechselrichter lediglich noch umsetzt.
Es kann zwischen vier grundsätzlichen Betriebsmodi unterschieden werden:
*
i) der Standardbetriebsmodus hin zu einem Punkt maximal erzeugbarer Leistung wird beibehalten und die photovoltaisch erzeugte Leistung wird unsymmetrisch auf die drei Phasen verteilt; ii) es wird ein Betriebsmodus hin zu einem Punkt maximal erzeugbarer Blindleistung eingestellt, die unsymmetrisch auf die drei Phasen verteilt wird;
iii) der Standardbetriebsmodus hin zu einem Punkt maximal erzeugbarer Leistung wird vorrangig beibehalten, und zusätzlich wird freie Kapazität des Wechselrichters genutzt, um Blindleistung unsymmetrisch in die drei Phasen einzuspeisen oder unsymmetrisch von den drei Phasen zu beziehen;
iv) der Standardbetriebsmodus hin zu dem maximalen Leistungspunkt wird ausgesetzt und durch einen Betriebsmodus ersetzt, bei dem in Abhängigkeit von dem Steuersignal ein vorgebbarer Betrag an Blindleistung in zumindest eine der drei Phasen eingespeist oder aus einer der drei Phasen bezogen wird.
Der Standardbetriebsmodus hin zu dem Punkt maximaler Leistung ist an sich bekannt und es soll darauf hier nicht weiter eingegangen werden. Wichtig ist für das Ziel vorliegenden Wechselrichters, dass dieser ein Steuersignal in eine unsymmetrische Verteilung seiner Leistung umsetzen kann, und/oder dass seine elektronischen Komponenten über das Steuersignal derart beeinflusst werden, dass zusätzlich Blindleistung generiert werden kann.
Bezüglich eines geeigneten Verfahrens zum Betrieb des Wechselrichters ist es vorteilhaft, dass die Spannung von allen drei Phasen an einem beliebigen Netzverknüpfungspunkt im Versorgungsnetz, insbesondere an demjenigen Netzverknüpfungspunkt, der den Wechselrichter mit dem Versorgungsnetz verbindet, gemessen wird, und dass das Steuersignal unter Zuhilfenahme der drei Spannungsmesswerte gebildet wird.
Unter dem Netzverknüpfungspunkt wird die Position der Zählstelle zwischen dem Verbraucher und dem Netz sowie zwischen dem Einspeiser und dem Netz verstanden. Vorliegend wird hierunter auch jede Position innerhalb des öffentlichen Versorgungsnetzes sowie des Netzes der Verbraucher und der Einspeiser, an denen die Spannungsmessung vorgenommen wird, verstanden. Die Wahl des Messpunktes in unmittelbarer Nähe des Wechselrichters bedeutet eine spontane Korrekturmöglichkeit der drei Phasenspannungen am Ort der Maßnahme. Zusätzlich zu diesem Ort sind alle Netzverknüpfungspunkte besonders geeignet, an denen eine hohe Spannungssensibilität herrscht. Dies bedeutet, dass ein besonders geeigneter Ort für die Platzierung der Spannungsmessvorrichtung am Ende einer Stichleitung oder in Bezug zu einem eine Ringleitung speisenden Netztransformator in der Mitte der Ringleitung oder bei mehreren einspeisenden Transformatoren in deren Nähe ist. Dort befinden sich die Verbraucher, die in der normalen Bezugsrichtung des Netzes die niedrigste Netzspannung mit der größten Differenz ihrer Phasenspannungen zur Verfügung haben, insbesondere wenn einer der Transformatoren ausfällt, z. B. wegen Wartungsarbeiten. Aufgrund der vor ihnen liegenden anderen Verbraucher, die alle einen marginalen Spannungsabfall bewirken, ist dort die verfügbare Spannung in der Regel am niedrigsten, es sei denn, dass ein Energielieferant in der Nähe ist.
Am Ende einer Stichleitung und in Bezug zu einem eine Ringleitung speisenden Netztransformator in der Mitte der Ringleitung sind dabei relativ zu sehen. Ist zum Beispiel eine Stichleitung mit 200 Anknüpfungspunkten gegeben, so ist das Ende als ein Anknüpfungspunkt von den letzten 10%, also als einer der letzten 20 Anknüpfungspunkte zu sehen. Analog wären bei einer Ringleitung von 200 Anknüpfungspunkten die jeweils 10 links und rechts der Transformator-Verknüpfungspunkte liegenden Anknüpfungspunkte zu sehen.
Es wird generell der spannungssensibelste Netzverknüpfungspunkt, insbesondere unter der Hypothese eines Transformatorausfalls, gewählt. Dies kann auch eine andere Stelle sein, wenn dort z.B. ein Verbraucher angeordnet ist, der schwere Maschinen mit hohem Anlaufstrom betreibt, die am Tag häufig an- und abgeschaltet werden. Alternativ wird der Verbraucher mit der höchsten Schwankungsbreite beim Blindleistungsbezug ermittelt, und die Messung des Spannungswerts erfolgt am Netzverknüpfungspunkt dieses Verbrauchers. Generell ist der spannungssensibelste Punkt geprägt durch die höchste Spannungsvariation in Bezug zu einer einspeisenden oder zu beziehenden Leistung P. Ferner kann die Spannungsvariation durch einen prozentualen Veränderungsbetrag und nicht durch die absoluten betrachteten Spannungswerte definiert werden. Dies ist bei Vorliegen einer Ringleitung meist in der Mitte in Bezug zum Transformator zum nächst höheren Netz der Fall, das heißt an derjenigen Stelle, an der in beiden Richtungen die gleiche Entfernung zum Transformator besteht. Daraus folgt, dass zur Bildung des Steuersignals die Spannungsmessung von mindestens zwei Phasen an dem Verknüpfungspunkt eines Transformators besonders geeignet ist. Zusätzlich sollte der Strom durch mindestens einen der Transformatorausgänge gemessen und verwendet werden, um in die Berechnung des Steuersignals einzugehen.
Geeigneterweise werden die Betriebsführung des Wechselrichters durch die ihm inhärente Regeleinrichtung auf den maximalen Leistungspunkt MPP des Photovoltaikgenerators oder der Windkraftanlage beibehalten und vom Wechselrichter zusätzlich eine solche Blindleistungsmenge in die Versorgungsebene eingespeist oder daraus bezogen, die maximal der Differenz der aktuell gelieferten Leistung zur Nennleistung des Wechselrichters entspricht.
Bei geeigneter Betriebsführung des Wechselrichters führt eine gemessene Phasenspannung unterhalb eines Schwellwerts zu einer Einspeisung von Blindleistung in diese Phase seitens des Wechselrichters, während eine drohende Überspannung einer Phase, z.B. bei Erreichen eines oberen Schwellwerts, zu einem Bezug von Blindleistung aus gezielt dieser Phase durch den mindestens einen Wechselrichter führt.
Bei einigen Energieversorgern kann es vorgeschrieben sein, dass ein festes Verhältnis von Leistung zu Blindleistung, also entsprechend ein fester cos phi Wert, beibehalten wird. Gegebenenfalls ist es zweckmäßig, die abgegebene Leistung P an der betreffenden Phase zu erhöhen, um einen höheren Bezug oder eine höhere Lieferung an Blindleistung an eine ausgewählte Phase zu beziehen oder liefern zu können. Damit wird auch über den festen cos phi Wert die Blindleistung an di ausgewählten Phase entsprechend verän- dert.
Im Zuge der unsymmetrischen Verteilung kann auch die Richtung der Blindleistungserzeugung von Phase zu Phase variieren. So kann es zweckmäßig sein, dass zumindest bei einer der drei Phasen Blindleistung bezogen wird, während gleichzeitig an eine andere Phase Blindleistung geliefert wird. Dies kann beliebig modifiziert werden, in dem z.B. an zwei Phasen Blindleistung geliefert wird und von der dritten Phase Blindleistung bezogen wird, oder es wird von zwei Phasen Blindleistung bezogen und an die dritte Phase geliefert usw. Dies bedeutet die Schaffung der Möglichkeiten: i) dass zumindest bei einer der drei Phasen Blindleistung oder Leistung bezogen wird, während gleichzeitig an eine andere Phase Blindleistung oder Leistung geliefert wird, und ii) dass die Leistungsrichtung zumindest einer Phase von der Leistungsrichtung zumindest einer anderen Phase abweicht, während gleichzeitig auf zumindest einer Phase Blindleistung bezogen wird und zumindest an einer anderen Phase Blindleistung geliefert wird.
Ein besonders geeignetes Verfahren zur Optimierung der Einspeiseleistung und der Stabilität in einem öffentlichen Stromversorgungsnetz mit mehreren Energielieferanten von regenerativer Energie, bei dem jeder Energielieferant einen auf der Basis elektronischer Bauelemente arbeitenden Wechselrichter aufweist, sieht erfindungsgemäß vor, dass jeder Wechselrichter seine momentan frei verfügbare Blindleistungskapazität an eine Systemsteuerung meldet, die aus den eingegangenen Daten zur Blindleistungskapazität einen Beitrag für jeden Energielieferanten ermittelt, den dieser über seinen Wechselrichter als Blindleistung in das Versorgungsnetz einspeist oder aus dem Versorgungsnetz bezieht. Eine zweckmäßige Weiterbildung dieses Verfahrens sieht vor, dass jeder Wechselrichter die momentan eingespeiste Leistung als Prozentwert seiner Nennleistung meldet.
Gemäß einer alternativen Ausführungsform ist erfindungsgemäß vorgesehen, dass jeder Wechselrichter seine momentan in das Versorgungsnetz eingespeiste Leistung an eine Systemsteuerung meldet, die aus den eingegangenen Daten zur Leistung einen Beitrag für jeden Energielieferanten ermittelt, den dieser über seinen Wechselrichter als Blind- leistung in das Versorgungsnetz einspeist oder aus dem Versorgungsnetz bezieht. Eine zweckmäßige Weiterbildung dieses Verfahrens sieht vor, dass jeder Wechselrichter die momentan eingespeiste Leistung als Prozentwert seiner Nennleistung meldet, dass jeder Wechselrichter die momentan eingespeiste oder bezogene Blindleistung als Prozentwert seiner Nennleistung meldet.
Geeigneterweise ist die Systemsteuerung in einem der Wechselrichter integriert oder befindet sich einer Leitwarte. Vorzugsweise ist in der Systemsteuerung die Nennleistung der Wechselrichter der beteiligten Energielieferanten hinterlegt. Zweckmäßig wird zusätzlich zu den Daten der Kapazität die freie Reserve bis zum Erreichen der Nennleistung des Wechselrichters an die Systemsteuerung gemeldet. Auch ist es vorteilhaft, dass die Wechselrichter der mehreren Energielieferanten Netzbereichen und Spannungsebenen zugeordnet werden. Geeigneterweise wird die geographische Lage der Energielieferanten in die Ermittlung mit einbezogen. Besonders bevorzugt werden sowohl die frei verfügbare Kapazität zur Lieferung oder zum Bezug von Blindleistung und die geographische Lage der Energielieferanten als auch die Zuordnung der Energielieferanten zu einem Netzbereich in die Ermittlung einbezogen, um durch eine definierte Einspeisung/Bezug von Blindleistung die höchste Wirksamkeit bei der Spannungsstabilisierung zu erreichen.
Obwohl das Ziel dieses Verfahrens, dass als eigenständige Erfindung angesehen wird, die Stabilisierung des Versorgungsnetzes mittels der Aufteilung und Verteilung der Blindleistungsbeiträge auf die beteiligten Lieferanten alternativer Energie ist, kann auch eine Meldung der momentanen Leistung zum Ziel führen. Dies ist z. B. der Fall, wenn die Steuer- und Regeleinheit des betreffenden Energielieferanten den Wechselrichter auf einen festen cos phi Wert fährt, womit aus der Kenntnis der Leistung ein Rückschluss auf die momentane Blindleistung gezogen werden kann. Bei Kenntnis der Nennleistung der einzelnen Energielieferanten kann dann die frei verfügbare Blindleistungskapazität ermittelt werden.
Die erzielten Vorteile bestehen insbesondere darin, die zuvor genannte Eigenschaft von Wechselrichtern zur Stabilisierung der Netzspannung zu nutzen, ohne eine Reduktion der Wirkleistung in Kauf nehmen zu müssen oder eine Einspeisung dieser gegebenenfalls sogar zu steigern.
So werden in der Praxis der öffentlichen Stromversorgung je nach Versorgungsebene von den Energieversorgungsunternehmen mehr oder weniger enge Grenzen für den Blindleistungsbezug oder die Blindleistungslieferung der Stromlieferanten und der Stromverbraucher gesetzt. In den meisten Ländern beträgt der zulässige cos phi Wert für einen sanktionslosen Blindleistungsbezug oder eine Blindleistungseinspeisung 0,95. Diese Maßnahme dient der Stabilisierung der Netze, um eine Überspannung, die zu einer Zerstörung von angeschlossenen Verbrauchern führen kann, und eine Unterspannung, die zu einem Versagen von Verbrauchern führen kann, zu vermeiden. Als Regulativ zur Einhaltung der gesetzten cos phi Werte dient der Preis. So wird eine Einspeisung oder ein Bezug von Blindleistung außerhalb der von dem Energieversorger oder Obernetzbetreiber vorgegebenen Bandbreite für den cos phi mit erheblichen Aufzahlungen belegt.
In Anlagen zur Erzeugung regenerativer Energie erzeugt jede Photovoltaikanlage in ihrem PV-Generator einen Gleichstrom, der mittels eines Wechselrichters in einen Wechselstrom umgewandelt wird. Die elektronischen Komponenten eines Wechselrichter, ebenso wie auch die Kombination einer Gleichstrommaschine mit einem Synchrongenerator als mechanischen Wechselrichter, erlauben die Einstellung eines gewünschten cos phi Wertes in Bezug zur Leistung. Dies geschieht bei den meisten PV-Anlagen durch einen cos phi - Zeiger, über den ein festes Verhältnis von eingespeister Leistung zu eingespeister oder bezogener Blindleistung eingestellt werden kann. So wird der Regeleinheit z. B. vorgeschrieben, jegliche in das Netz eingespeiste Leistung mit einem cos phi von 0,97 einzustellen.
Bei größeren und modernen Anlagen ist es üblich, den cos phi Wert nicht starr als Zeiger vorzugeben, sondern nach dem Diagramm entsprechend der Fig. 4 einzustellen. Dort ist ein einzustellender cos phi-Wert am Ausgang des Wechselrichters über die Netzspannung aufgetragen. Die Ausgangsspannung UNetz zur Einspeisung in das Netz darf nur innerhalb eines minimalen Werts Umin und eines maximalen Werts Umax variieren. Außer- halb dieses vom Energieversorger zugelassenen Bereichs der Einspeisung ins Netz mit einem cos phi von z.B. maximal 0,95 sollte die Photovoltaikanlage nicht betrieben werden. Innerhalb dieses zulässigen Bereichs liegt ein engerer Bereich zwischen einer minimalen Regelspannung Uregei min und einer maximalen Regelspannung Uregei max, in welchem reine Leistung ohne eine Blindleistungskomponente an das Netz abgegeben werden kann. In der Mitte dieses engeren Bereichs liegt die Sollspannung Usoii.
In der Regel sind Energieversorger vor allem hinsichtlich deren Vertragsverhältnis zum Obernetzbetreiber (e.g. Atomkraftwerk, Kohlekraftwerk etc. als Energielieferant) dazu verpflichtet, einen Blindleistungsbezugswert von cos phi 0,95 nicht zu überschreiten, um die Spannungsstabilität in dem überregionalen Obernetz sicher zu stellen. Das bedeutet, dass in dem Zahlenbeispiel ein cos phi Wert von 0,94 eine Überschreitung des Bezugs darstellt, wohingegen eine cos phi Wert von 0,96 eine Unterschreitung, dass heißt ein nicht Ausnutzen des maximal erlaubten Bezugs, darstellt. Ein Bezug oder die Lieferung von Blindleistung ist aber oftmals in den unteren Netzen erforderlich, um einen Spannungsanstieg durch die Einspeisung von Solar- und Windkraftstrom zu kompensieren bzw. um einen Spannungsabfall durch ausfallende Lieferung von alternativ erzeugter Energie oder das Anfahren von Maschinen zu kompensieren.
Elektronische Wechselrichter können durch entsprechende Ansteuerung deren IGBT's von sich aus Blindleistung erzeugen, die diese in das angeschlossene Versorgungsnetz einspeisen können. Ebenso kann eine Ansteuerung derart erfolgen, dass Blindleistung aus dem Netz bezogen wird. Der Bezug von Blindleistung wirkt dabei netzseitig spannungsre- duzierend und das Einspeisen von Blindleistung spannungserhöhend.
Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht besonders vorteilhaft, die zuvor genannte Eigenschaft von Wechselrichtern zur Stabilisierung der Netzspannung zu nutzen, ohne eine Reduktion der Wirkleistung in Kauf nehmen zu müssen oder eine Einspeisung dieser gegebenenfalls sogar zu steigern. Der Vorteil der oben genannten Maßnahmen sollen an einem Beispiel erläutert werden. Dabei wird die folgende Begriffsbildung verwendet: Eine Photovoltaikanlage besteht aus einem PV-Generator und einem Wechselrichter. Es sind drei größere Photovoltaikanlagen an das öffentliche Versorgungsnetz angeschlossen. Das Netz ist in einem Betriebszustand, der zur Sicherstellung der Stabilität Maßnahmen erfordert. Mögliche Gründe können dabei der Ausfall eines Transformators wegen Wartungsarbeiten, das Anfahren von Induktionsöfen, die Einspeisung von zahlreichen Photo- voltaikanlagen auf Dächern mit einer jeweils einhergehenden kleinen fluktuierenden Spannungserhöhungen etc. sein.
Die drei Photovoltaikanlagen befinden sich an unterschiedlichen Orten, die weit auseinanderliegen, so dass ein vorliegendes Wolkenbild zu jeweils unterschiedlicher Sonneneinstrahlung auf die einzelnen PV-Generatoren führt, was unweigerlich zu einer unterschiedlichen Einspeisung von Energie durch die Wechselrichter in das Stromnetz führt. Die erste Photovoltaikanlage wird z.B. unter Volllast betrieben, das heißt, ihr zugehöriger Wechselrichter arbeitet mit seiner Nennleistung, um elektrische Energie in das Versorgungsnetz einzuspeisen. Die beiden andern PV-Anlagen erzeugen zur selben Zeit lediglich 70% beziehungsweise 80% ihrer Nennleistung, die von den zugordneten Wechselrichtern in das Versorgungsnetz eingespeist wird.
Erfindungsgemäß werden der- oder diejenigen Wechselrichter zum Bezug oder zur Einspeisung von Blindleistung herangezogen, die freie Blindleistungskapazitäten haben, deren Nennleistung also momentan nicht ausgeschöpft ist, um anderen Energielieferanten oder -erzeugern zu ermöglichen, zusätzliche Wirkleistung in das Versorgungsnetz einzuspeisen. Bei obigem Beispiel sind die zweite und die dritte Photovoltaikanlage in der Lage, Spannungsstabilisierende Blindleistungsbeiträge zu leisten. Da der Wechselrichter der ersten Photovoltaikanlage auf Volllast arbeitet und keine weitere Leistung mehr verarbeiten kann, ohne seine Blindleistungsverpflichtung gegenüber dem Netzbetreiber zu missachten, kann sein Blindleistungsanteil zurückgenommen werden, wenn der mit dem Blindleistungsanteil einhergehende Stabilisierungseffekt von einer anderen Photovoltaikanlage mit übernommen wird.
Der bei der ersten Photovoltaikanlage durch die Zurücknahme der Blindleistung frei werdende Beitrag kann zur Erhöhung der Einspeisung von Wirkleistung genutzt werden. Erfindungsgemäß ist daher eine Optimierung der Blindleistungseinspeisung oder deren Be- zug zwischen verschiedenen Energielieferanten (Energieerzeugern) mit dem Ziel gegeben, gemeinsam die maximale Leistung beziehungsweise die maximale Anzahl an Kilowattstunden in das Versorgungsnetz einzuspeisen unter gemeinsamer Betrachtung aller Energielieferanten und nicht isoliert nur eines einzigen Energielieferanten. Hierbei ist es sinnvoll, wenn Geräte mit temporär niedriger vorliegender Leistung und freier VAr- Regelkapazität (Leistungs- bzw. Blindleistungskapazität) mehr zur Netzstützung beitragen als Energielieferanten mit einer zum selben Zeitpunkt hohen vorliegenden Leistung und niedriger Blindleistungsregelkapazität. Das entspricht einer Übernahme von VAr- Regelanforderungen durch Energieerzeuger, die momentan dazu in der Lage sind, ohne ihre Leistung reduzieren zu müssen. Es werden quasi freie VAr-Kapazitäten verschoben, um eine Nachfrage und ein Angebot zum Nutzen einer maximal möglichen Leistung bei Einhaltung der Netzspannung innerhalb eines vorgebbaren Bereichs auszutarieren.
Die Zuordnung von Energielieferanten (Energieerzeugern) in Netzbereiche, Spannungsebenen und die Einbeziehung deren geographischer Lage zueinander ermöglichen einen sicheren Betrieb und optimiert den Wirkeffekt von Blindleistungseinspeisung oder— bezug hinsichtlich der Spannungsstabilisierung im Netz unter gleichzeitiger Optimierung des Gesamtsystems aller Energielieferanten, die maximale Anzahl der Kilowattstunden (kWh) in das Netz einzuspeisen.
Nachfolgend werden Ausführungsbeispiele der Erfindung anhand einer Zeichnung näher erläutert. Darin zeigen:
Fig.l schematisch Photovoltaikanlage (PV-Anlage) mit zeitversetztem Kurzschließen des Plus- und Minuspols; und
Fig. 2 schematisch vereinfacht eine weitere Ausführungsform einer erfindungsgemäßen PV-Anlage mit synchronem Kurzschließen des Plus- und Minuspols,
Fig. 3 eine schematische Übersicht einer Photovoltaikanlage mit einem Wechselrichter, Fig. 4 ein Regelschema eines Wechselrichters einer Solaranlage zur Einstellung eines cos phi Werts über die Ausgangsspannung, und
Fig. 5 eine schematische Darstellung eines Versorgungsnetzes.
Eine nachfolgend als PV-Anlage bezeichnete Photovoltaikanlage 1 weist gemäß den Fig. 1 und 2 als wesentliche Elemente einen nachfolgend als PV-Generator bezeichneten Photo- voltaikgenerator 3 und einen Wechselrichter 5 auf. Der an ein dreiphasiges (LI, L2, L3) Versorgungsnetz 4 angeschlossene PV-Generator 3 weist eine Anzahl parallel geschalteter Stränge 7 auf, die jeweils aus einer Reihenschaltung von sechzehn (16) nachfolgend als PV-Modulen bezeichneten Photovoltaikmodulen 9 bestehen. Die Enden der Stränge 7 bilden einerseits einen Pluspol 11 und andererseits einen Minuspol 13.
Gemäß dem einleitend angeführten Beispiel zurückzugreifen, bei dem ein PV-Modul 9 zu jeweils einhundertzwanzig (120) Zellen vorgestellt wurde, von denen jede eine Betriebsspannung von 0,5V und eine Leerlaufspannung von 0,75V aufweist, ergibt sich für jeden Strang 7 eine Leerlaufstrangspannung zwischen dem Pluspol 11 und dem Minuspol 13 in Höhe von 1440V. Im Betrieb des PV-Generators 3 stellt sich eine Betriebsspannung zwischen den Polen 11 und 13 in Höhe von 960V ein. Die Betriebsspannung ist für die PV- Module 9 und den Wechselrichter 5 ungefährlich und nutzt die zulässige Spannungsgrenze von 1000V gut aus. Bei einem Abschalten des PV-Generators 3 vom Netz 4 wird über entsprechende Maßnahmen vermieden, dass die Leerlaufspannung von 1440V, die zu Schäden führen kann, an den PV-Modulen 9 und dem Gleichspannungseingang 10 des Wechselrichters 5 anliegt. Bleibt die Leistungsabgabe an der Wechselspannungsseite 8 des Wechselrichters 5 unbeabsichtigt ungeplant aus, so erhöht sich die Eingangsspannung an der Gleichspannungsseite (Gleichspannungseingang 10 ) sprunghaft auf den Wert der Leerlaufspannung, was zu vermeiden ist.
Eine andere, ungeplante Spannungserhöhung kann durch einen Erdschluss oder einen schleichenden Erdfehler 15 auftreten, der an einer der Verbindungsleitungen zwischen den PV-Modulen 9, zwischen den Strängen 7 oder zum Wechselrichter 5 auftritt. Ein solcher Erdfehler 15 ist in den Figuren durch ein gestrichelt ausgeführtes Massezeichen symbolisiert. Zur besseren Verständlichkeit ist der Erdfehler 15 unten am ersten PV- Modul 9 eingezeichnet. An jeder anderen Stelle führt der Erdfehler 15 im Prinzip - lediglich vergleichsweise geringfügig schleichender - zu demselben Effekt.
Der Erdfehler 15 ist in der Regel kein belastbarer Kurzschluss, sondern bewirkt einen reduzierten Übergangswiderstand zur Masse, der aber ausreicht, um das Potential an diesem Punkt zu verschieben. Die Verschiebung hat zur Folge, dass im Leerlauffall der Minuspol 13 in Richtung Masse verlegt ist. Aus Gründen der Anschaulichkeit wird von einem nicht strombelastbaren Masseschluss ausgegangen. Tritt ein Leerlaufzustand auf, so würde sich am ersten PV-Modul 9 unten eine Leerlaufspannung von 90V aufbauen, bei dem darüber liegenden zweiten PV-Modul 9 von 180Vlt, bei dem nächsten PV-Modul 9 von dreimal 90V, also 270V etc. Von PV-Modul 9 zu PV-Modul 9 erhöht sich die Spannung am PV-Modul 9 um 90V, was ab dem zwölften Modul zu einer unzulässigen Spannung von 1080V führt.
Erfindungsgemäß ist nun sowohl am Pluspol 11 ein erstes Schaltelement 17 als auch am Minuspol 13 ein zweites Schaltelement 19 vorgesehen ist, von denen bei Anliegen eines Steuer- oder Schaltsignals Sl am ersten Schaltelement 11 der Pluspol 11 mit Erde oder Masse 18 verbunden wird. Analog wird bei Anliegen eines Steuer- bzw. Schaltsignals S2 am zweiten Schaltelement 19 der Minuspol 13 mit Erde bzw. Masse 18 verbunden.
Die Schaltsignale Sl und S2 werden von einer Steuervorrichtung 21 generiert, der als Eingangssignal El der von einer am Pluspol 11 angeschlossenen ersten Messvorrichtung 23 ermittelte, am Pluspol 11 anliegende Spannungswert sowie der von einer am Minuspol 13 angeschlossenen zweiten Messvorrichtung 25 ermittelte, am Minuspol 13 anliegende Spannungswert als Eingangssignale E2zugeführt wird.
Der Schließvorgang der Schaltelemente 17, 19 ist dabei derart gesteuert, dass die erste Messvorrichtung 23 zunächst einen Spannungswert oberhalb eines Grenzwertes Gl von z. B. 1000V ermittelt. Dies wird von der Steuervorrichtung 21 erkannt, die daraufhin ein Schaltsignal Sl an das erste Schaltelement 17 abgibt, woraufhin dieses schließt. Aufgrund der Verbindung des Pluspols 11 zur Masse 18 wird die Spannung am Minuspol 13 nach unten verschoben, da die anliegende PV-Generatorspannung von Masse 18 ausgehend hin zu einem kleineren Potential führt. Die Verschiebung nach unten führt dazu, dass ein zweiter Grenzwert G2 für das Auslösen des Schaltsignals S2 zum Schließen des zweiten Schaltelements 19 unterschritten wird. Daraufhin schließt das zweite Schaltelement 19 und auch der Minuspol 13 des Photovoltaikgenerators 3 wird auf Masse 18 gelegt.
Somit ist der Photovoltaikgenerator 3 insgesamt kurzgeschlossen und keines der beteiligten Bauelemente des PV-Generators 3, insbesondere Befestigungsklemmen, Kabel, Kabelverzweigungen, Kabelschuhe oder Photovoltaikmodule 9 führt weiterhin Spannung. Die beiden Schaltsignale Sl und S2 werden also zeitversetzt erzeugt, wobei das Kurzschließen eines der beiden Pole 11 oder 13 automatisch zu einem sich zeitlich anschließenden Kurzschließen des jeweils anderen Poles 13 bzw. 11 führt. Schließt demnach zuerst das zweite Schaltelement 19 aufgrund einer von der zweiten Messeinrichtung 25 ermittelten Unterschreitung der unteren Grenzspannung G2 von z. B. minus (-) 850V, so führt der belastbare Masseschluss zu einem Anheben des Potentials am Pluspol 11 des PV-Generators 3 über den diesem zugeordneten ersten Grenzwert Gl, wobei die Überschreitung des ersten Grenzwerts Gl die Erzeugung des zweiten Schaltsignals S2 zur Folge hat. Die Schaltelemente 17, 19 sind daher bevorzugt derart ausgelegt, dass die Zeitspanne zwischen der Erzeugung der beiden Schaltsignale Sl und S2 zwischen 10ms und 100ms, insbesondere zwischen 20 ms und 50 ms, beträgt.
In Fig. 2 ist der Photovoltaikgenerator 3 aus Gründen der Übersichtlichkeit als Block dargestellt. Der Photovoltaikgenerator 3 besteht aus den gleichen Komponenten wie der Photovoltaikgenerator 3 gemäß der Fig. 1. Der Unterschied der Photovoltaikanlage 1 nach der Fig. 2 besteht darin, dass von der Steuervorrichtung 21 anstelle der beiden zeitversetzt erzeugten Schaltsignale Sl und S2 nur ein einziges Steuer- bzw. Schaltsignal S erzeugt wird, welches zu einem synchronen Auslösen der beiden Schaltelemente 17, 19 führt. Es sind Schaltelemente 17, 19 verfügbar, die auch hohe Gleichströme von mehreren hundert Ampere bei zwei physisch getrennten Leitungen zeitgleich schalten können. Die Schaltelemente 17, 19 können dabei auf chemischer, elektrischer oder mechanischer Grundlage arbeiten und insbesondere Varistoren oder IGBTs sein.
Der erste und der zweite Grenzwert Gl bzw. G2 können über nicht gezeigte Einstellmittel an der Steuervorrichtung 21 eingestellt werden. Auch können vorbestimmte Grenzwerte herangezogen werden, die in der Steuervorrichtung 21 fest vorprogrammiert sind und mit den Messwerten der ersten und der zweiten Messvorrichtung 23, 25 verglichen werden. Zudem kann anstell der beiden Messvorrichtungen 23, 25 eine einzelne Messvorrichtung vorgesehen sein.
In Fig. 3 ist ein Dreileiterstromversorgungssystem mit den Leitern L1,L2,L3 gezeigt, die an eine Messstelle 101 angeschlossen sind, mit deren Hilfe zumindest die anliegende Spannung an den einzelnen Phasen L1,L2,L3 gemessen wird. Es ist auch denkbar, zusätzlich den Stromwert durch die Leiter zu ermitteln, um eventuell eine Überbelastung eines Leiters zu erkennen, und dann z.B. die eigene Einspeiseleistung auf nicht voll ausgelastete Leiter zu lenken. Hierbei kann es z.B. bei Abgriffen von Transformatoren oder Kabeln zweckmäßig sein, nur den Strom und nicht die Spannung zu messen. Die ermittelten Messwerte werden an eine Regel- und Steuereinheit 103 weitergeleitet, die unter anderem auch die Regeleinheit für die Einstellung des Punktes maximaler Leistung MPP um- fasst.
Eine Photovoltaikgenerator 105 ist als regenerativer Energieerzeuger vorgesehen. Die Photovoltaikgenerator 105 erzeugt einen Gleichstrom, der mittels nicht gezeigter elektrischer Zuleitungen zu einer Gleichstromschiene 107 geführt wird. Die Gleichstromschiene 107 liegt in einem Wechselrichter 109, dessen Wechselspannungsseite mit den drei Phasen L, L2, L3 verbunden ist. Die eigentliche Umrichtung des erzeugten Gleichstroms erfolgt für jede Phase getrennt mittels elektronischer Bauelemente, zurzeit bevorzugt mit IGBTs. Dies ist durch drei Wechselrichtersymbole 110a, 110b, 110c innerhalb des Wechselrichters 109 angedeutet. Von der Regel- und Steuereinheit 103 führen drei getrennte Signalleitungen S10, S20 und S30 zu den drei IGBT-Blöcken, die mit den Wechselrichtersymbolen 110a, 110b und 110c bezeichnet sind. Über diese Signalleitungen S10, S20 und S30 werden die IGBTs derart angesteuert, dass diese die durch die Regel- und Steuereinheit 103 errechneten Einstellungen in Abhängigkeit der Spannungsmesswerte vornehmen. Der Übersichtlichkeit halber sind der Wechselrichter 109 und die Regel- und Steuereinheit 103 getrennt voneinander gezeichnet. In der Realität ist die Regel- und Steuereinheit 103 mit dem MPP- Glied in den Wechselrichter 109 integriert. Es liegt also ein Wechselrichter 109 vor, dessen Regel- und Steuereinheit 103 zusätzlich das beschriebene phasenselektive Blindleistungsmanagement übernimmt.
Hinsichtlich des Betriebs des Wechselrichterl09 seien die drei Phasenspannungen LI, L2 und L3 mit den Werten 230V, 235V und 227V gegeben. Dies kann in dem aktuell vorliegenden Verhalten von Verbrauchern oder auch durch eine Vielzahl von unabhängig voneinander in das Netz einspeisende photovoltaische Dachanlagen begründet sein. Dieser Sachverhalt wird von der Messstelle 102 ermittelt und an die Regel- und Steuereinrichtung 103 übermittelt. Diese ist derart programmiert, dass z.B. eine maximale Spannungsdifferenz zwischen den Phasen LI, L2 und L3 von 4V akzeptiert wird, wobei die Phasenspannung in einer vorgebbaren Bandbreite, hier 228V bis 232V, liegen sollte. Das Kriterium 4V kann beliebig nach den Bedürfnissen des Energieversorgers und Netzbetreibers festgelegt werden. Es können auch andere Kriterien, wie die absolute Spannung der drei Phasen LI, L2 und L3 herangezogen werden, ohne den Differenzwert der Spannung zwischen den Phasen Rücksicht zu berücksichtigen.
Die Anforderungen an das Netz können sich auch verändern, weswegen eine alternativ vorgesehen ist, die Regel- und Steuereinheit 103 mit einem Einstelleingang E zu versehen. Über den Einstelleingang E wird dem Wechselrichter 109 von einer Leitwarte aus (nicht gezeigt) das aktuell erforderliche Kriterium übermittelt, was z.B. die aktuell erforderlichen Sollwerte für die drei Phasenspannungen LI, L2 und L3 sein können. Gemäß dem zuvor genannten Zahlenbeispiel legt die Regel- und Steuereinheit 103 aufgrund der gemessenen Spannungswerte fest, dass die Phase LI unverändert bleiben soll, dass die Phase L2 durch einen Blindleistungsbezug in ihrer Spannung um wenigstens 3V zu reduzieren ist, und dass die Phase L3 durch eine Blindleistungslieferung um ein Volt (IV) zu stärken ist. Nach erfolgter Einstellung der beteiligten IGBTs ergibt sich dann ein Spannungsbild für die drei Phasen von LI = 230V, L2 = 232V und L3 = 228V. Bei gravierenden Abweichungen kann der Wechselrichter 109 zusätzlich zur unsymmetrischen Verteilung der vom PV-Generator 105 erzeugten Leistung auch freie Kapazitäten nutzen, um zur Spannungsanhebung Blindleistung in die Phase L3 einzuspeisen und zur Spannungssenkung Blindleistung aus der Phase L2 zu beziehen.
In Fig. 5 ist ein Teil eines öffentlichen Versorgungsnetzes 201 gezeigt, welches einen ersten und einen zweiten Transformator 203 bzw. 205, drei Photovoltaikanlagen 207, 209, 211, ein Stadtnetz 213 und eine Leitwarte 215 beinhaltet. Die Photovoltaikanlagen 207, 209, 211 sind der Übersichtlichkeit halber außerhalb des Stadtnetzes 213 gezeigt, werden aber von dem Versorgungsunternehmen der Stadt betrieben. Die Transformatoren 203, 205 sind auf deren Primärseite mit einem 20kV-Kabel verbunden, und deren Sekundärseite versorgt das Stadtnetz 213 auf der 400V-Ebene. Die primärseitigen Kabel der Transformatoren 203, 205 wiederum führen zu weiteren, nicht gezeigten Transformatoren, die die Transformatoren 203, 205 aus einer HOkV-Ebene heraus mit Spannung versorgen.
Zusätzlich zu den Transformatoren 203, 205 speisen auch die erste, die zweite und die dritte Photovoltaikanlage 207, 209, 211 auf der 20kV-Ebene Leistung in das Stadtnetz 213 ein. Die drei PV-Anlagen 207, 209, 211 bestehen in deren wesentlichen Elementen jeweils aus einem Photovoltaikgenerator, der eine Vielzahl von Photovoltaikmodulen um- fasst, deren Photovoltaikzellen einen Gleichstrom erzeugen, und aus einem Wechselrichter, der den erzeugten Gleichstrom in einen Wechselstrom umsetzt.
Der Wechselrichter hat eine an die Nennleistung des PV-Generators angepasste Leistung. Die Anpassung ist derart, dass von der maximal erzeugbaren Leistung ein Abschlag erfolgt, der berücksichtigt, dass für die wenige Zeit im Jahr, an der die Sonne mit der höchstmöglichen Intensität auf die PV-Module einstrahlt, es unwirtschaftlich erscheint, den Wechselrichter auf diese Höchstleistung auszulegen. Desweiteren wird in der Dimensionierung des Wechselrichters ein Blindleistungsanteil berücksichtigt, den der Energieerzeuger in die Versorgungsebene zur Spannungsstabilisierung einbringen muss. Eine solche Verpflichtung ergibt sich aus den Verträgen des örtlichen Betreibers des Stadtnetzes mit den Betreibern der übergeordneten Versorgungsebene.
Bei einem Zahlenbeispiel wird für die erste Photovoltaikanlage 207 von einer maximal erzeugbaren Leistung von 1,55MW ausgegangen, die als Wirkleistung beim höchst möglichen Sonnenstand im Sommer und bei klarem Himmel erreichbar ist. Da diese Konstellation nur wenige Stunden im Jahr auftritt, wird für die Auslegung des Wechselrichters ein Abzug vorgenommen, und es wird von einer Maximalleistung von 1,5MW ausgegangen. Dem Stadtnetzbetreiber mit seinen drei PV-Anlagen 207, 209, 211 sei vom übergeordneten Energieversorger auferlegt, einen cos phi Wert von 0,95 an den Transformatoren 203, 205 und an den PV-Anlagen 207, 209, 211 nicht zu überschreiten.
Die Einspeisung der Leistung der PV-Anlagen 207, 209, 211 wirkt tendenziell spannungs- erhöhend, so dass von den 1,5MW eine Vorratshaltung für den Blindleistungsbezug von 5% gemacht wird, was bei einer Leistungsauslegung des Wechselrichters 5 auf 1,5MW zu einer maximal möglichen Leistungseinspeisung von 1,5 x 0,95 = 1,425MW führt. Die beiden anderen Photovoltaikanlagen 209, 211 sollen beim Zahlenbeispiel auf jeweils 1 Megawatt (1MW) Nennleistung ausgelegt sein, von denen 5 % für den Blindleistungsbezug vorzuhalten sind, so dass sie 0,95MW Leistung erbringen können.
Bei bewölktem Himmel herrscht weder eine geschlossene Wolkendecke, noch liegt wolkenloser Himmel vor. Bei einer solchen Wetterlage soll davon ausgegangen werden, dass die erste Photovoltaikanlage 207 mit voller Leistung arbeitet, wegen des fünfprozentigen cos phi Abschlags aber dennoch lediglich 1,425MW Wirkleistung einspeist, also 1,5MW - 1,425 MW = 0,075MW unterhalb ihrer Nennleistung. Zur selben Zeit ist die zweite Photovoltaikanlage 209 teilweise abgeschattet und speist lediglich 0,7MW in das Stadtnetz 213 ein, wobei in den 0,7MW der Blindleistungsanteil bereits berücksichtigt sein soll. Erfindungsgemäß melden nun beide PV-Anlagen 207, 209 ihre Blindleistungsreserven an die Leitwarte 215. Die erste Photovoltaikanlage 207 meldet also null verfügbare Blindleistungskapazität und die zweite Photovoltaikanlage 209 meldet 0,3 W (1 MW Nennleistung - 0,7 MW momentane Leistung) verfügbare Blindleistungskapazität. Die Leitwarte 215 sendet daraufhin ein Steuersignal an die zweite Photovoltaikanlage 209, welches den Betrieb deren Wechselrichters derart ändert, dass dieser zusätzlich zu den 0,7MW Leistung, die die zweite Photovoltaikanlage 209 generiert, noch weitere 0,075MW Blindleistung bezieht.
Der Wechselrichter der zweiten Photovoltaikanlage 209 wird dann insgesamt mit
0,775MW betrieben, was unterhalb seiner Nennleistung von 1 MW liegt. Der von der Leitwarte 215 zusätzlich angeforderte Blindleistungsbezug von 0,075MW entspricht dem von der ersten Photovoltaikanlage 207 vertragsbedingt abverlangten Blindleistungsbezug, der also nicht mehr von dieser erbracht werden muss, sondern von der zweiten Photovoltaikanlage 209 übernommen wird.
Anschließend oder gleichzeitig sendet die Leitwarte 215 an die erste Photovoltaikanlage 207 ein Steuersignal, dass deren Wechselrichter keinen Blindleistungsbezug mehr vornehmen muss, worau hin dort ohne Rücksicht auf einen Blindleistungsvorbehalt die Ein- speisung der sonnengenerierten Wirkleistung bis hin zur Nennleistung von 1,5MW vorgenommen werden kann. Der Austausch der Daten zwischen den PV-Anlagen und der Leitwarte kann drahtlos oder drahtgebunden erfolgen. Ebenso ist es frei wählbar, welches Bauelement der Photovoltaikanlage 207, 209, 211 die Meldung an die Leitwarte abgibt.
In der vorgenommenen Aufteilung der PV-Anlagen 207, 209, 211 in einen PV-Generator und einen Wechselrichter ist es der Wechselrichter im weitesten Sinne, der die Meldung der verfügbaren Kapazität übernimmt. So kann der Wechselrichter eine Kommunikationsschnittstelle umfassen, die den Betriebszustand der Ansteuerung der IGBTs im Wechselrichter meldet, die eine Meldung im Klartext absetzt, usw. Bei der obigen beispielhaft geschilderten Situation ist ein Eingriff in den Betrieb des Wechselrichters der dritten Photovoltaikanlage 211 nicht nötig. Es werden vielmehr die freien Blindleistungskapazitäten mehrerer, vorzugsweise aller, auf der betrachteten Versorgungsebene zusammenarbeitenden alternativen Energieerzeuger an die Leitwarte 215 gemeldet, die dann ggf. auch unter Berücksichtigung der geographischen Lage der Energieerzeuger im elektrischen Netz den Blindleistungsbezug und/oder die Blindleistungslieferung des- oder derjenigen Energieerzeuger derart modifiziert, dass eine maximale Leistungsausbeute in der Gesamtschau aller beteiligten Energieerzeuger vorliegt.
Die Erfindung ist nicht auf die vorstehend beschriebene Ausführungsbeispiele beschränkt. Vielmehr können auch andere Varianten der Erfindung von dem Fachmann hieraus abgeleitet werden, ohne den Gegenstand der Erfindung zu verlassen. Insbesondere sind ferner alle im Zusammenhang mit den Ausführungsbeispielen beschriebene Einzelmerkmale auch auf andere Weise miteinander kombinierbar, ohne den Gegenstand der Erfindung zu verlassen
Bezugszeichenliste
1 Photovoltaikanlage 101 Messstelle
3 P hotovo Ita i kge n e rato r 103 Regel- und Steuereinheit
4 Versorgungsnetz 105 PV-Generator
5 Wechselrichter 107 Gleichstromschiene
7 Strang 109 Wechselrichter
9 Photovoltaikmodul 110a-110c Wechselrichtersymbol
10 Gleichspannungseingang
11 Pluspol 201 Versorgungsnetz
13 Minuspol 203, 205 Transformator
15 Erdfehler 207 erste Photovoltaikanlage
17 erstes Schaltelement 209 zweite Photovoltaikanlage
18 Erde/Masse 211 dritte Photovoltaikanlage
19 zweites Schaltelement 213 Stadtnetz
21 Steuervorrichtung 215 Le it wa rte/Syst e m ste u e r-
23 erste Messvorrichtung ung
25 zweite Messvorrichtung
E Einstelleingang
El,2 Eingangssignal
Gl,2 Grenzwert
L1,L2,L3 Phase
S Steuer-/Schaltsignal
Sl,2 Steuer-/Schaltsignal
S2 Steuer-/Schaltsignal
S10,S20,S30 Signaleingang

Claims

P120177P-RF/EE 16. März 2012 Ansprüche
1. Photovoltaikanlage (1) mit einem Photovoltaikgenerator (3) mit einer Anzahl von parallel angeordneten Strängen (7) seriell verbundener Photovoltaikmodule (9), wobei die Stränge (7) einen Pluspol (11) und einen Minuspol (13) aufweisen und zwischen den Polen (11, 13) eine anhand der Anzahl der Photovoltaikmodule (9) vorgebbare Strangspannung anliegt, die im Leerlauffall des Photovoltaikgenera- tors (3) größer als lOOOVolt ist, und mit einem Wechselrichter (5), dessen Gleichspannungseingang (10) mit den beiden Polen (11, 13) verbunden ist, und der aus- gangsseitig mit einem Versorgungsnetz (4) verbindbar ist,
gekennzeichnet durch
ein erstes Schaltelement (17) zwischen dem Pluspol (11) und Erde (18) sowie ein zweites Schaltelement (19) zwischen dem Minuspol (13) und Erde (18), eine Messvorrichtung (23, 25) zur Erfassung der Spannung zwischen den Polen (11, 13) und Erde (18), und
eine Steuervorrichtung (21) zum Empfangen der gemessenen Spannungswerte von der Messeinrichtung (23, 25) und zum Auslösen von Steuersignalen (Sl, S2) zum zeitgleichen oder zeitversetzten Schließen der Schaltelemente (17, 19), wenn die Spannung über dem ersten offenen Schaltelement (17) einen ersten vorgegebenen Grenzwert (Gl) übersteigt, oder wenn die Spannung über dem zweiten offenen Schaltelement (19) einen zweiten vorgegebenen Grenzwert (G2) unterschreitet.
2. Photovoltaikanlage (1) nach Anspruch 1,
dadurch gekennzeichnet, dass der Zeitversatz zwischen 10ms und 100ms, insbesondere zwischen 20ms und 50ms, beträgt.
3. Photovoltaikanfage (1) nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet,
dass der vorgegebene Grenzwert (Gl, G2) mindestens die Hälfte der vorgebbaren Strangspannung im Leerlauffall beträgt, wenn der Photovoltaikgenerator (3) mit einem frei schwebenden Potential betrieben ist.
4. Photovoltaikanlage (1) nach einem der Ansprüche 1 bis 3,
dadurch gekennzeichnet,
dass der erste und der zweite Grenzwert (Gl, G2) betragsmäßig ungleich sind.
5. Photovoltaikanlage (1) nach einem der Ansprüche 1 bis 4,
dadurch gekennzeichnet,
dass der erste Grenzwert (Gl) oder der zweite Grenzwert (G2) betragsmäßig mindestens 3% kleiner sind als die niedrigste zulässige Spannungsfestigkeit der beteiligten spannungsführenden Bauteile, insbesondere einer Klemme, eines Kabels und/oder des Photovoltaikmoduls.
6. Photovoltaikanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 5, mit einem MPP-Regler, dadurch gekennzeichnet,
dass der zweite Grenzwert (G2) betragsmäßig mindestens 3% kleiner ist als die niedrigste im MPP-Regler, insbesondere in dessen Regelalgorithmus, hinterlegte Arbeitspunktspannung.
7. Verfahren zum Betreiben einer Photovoltaikanlage (1), die
einen Photovoltaikgenerator (3) mit einer Anzahl von parallel angeordneten Strängen (7) seriell verbundener Photovoltaikmodule (9) aufweist, wobei die Stränge (7) einen Pluspol (11) und einen Minuspol (13) aufweisen und zwischen den Polen (11, 13) eine anhand der Anzahl der Photovoltaikmodule (9) vorgebbare Strangspannung anliegt, die im Leerlauffall des Photovoltaik- generators (3) größer als 1000 Volt ist, und
einen ausgangsseitig mit einem Versorgungsnetz (LI, L2, L3) verbundenen oder verbindbaren Wechselrichter (5) aufweist, dessen Gleichspannungseingang (10) mit den beiden Polen (11, 13) verbunden ist,
dadurch gekennzeichnet,
dass die Spannungen des Pluspols (11) und des Minuspols (13) gegenüber Erde (18) gemessen und aus den gemessenen Werten ein erstes Steuersignal (Sl) für ein zwischen dem Pluspol (11) und Erde (18) angeordnetes erstes Schaltelement (17) sowie ein zweites Steuersignal (S2) für ein zwischen dem Minuspol (13) und Erde (18) angeordnetes zweites Schaltelement (19) erzeugt werden, und
dass bei Überschreiten eines Spannungswerts am ersten Schaltelement (17) über einen ersten Grenzwert (Gl) das erste Schaltelement (17) geschlossen wird, und/oder
dass bei Unterschreiten eines Spannungswerts am zweiten Schaltelement (19) unter einen zweiten Grenzwert (G2) das Schaltelement (19) geschlossen wird.
8. Wechselrichter (9), insbesondere einer Photovoltaikanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 5, der an ein Drei-Phasen-Drehstromversorgungsnetz zur Ein- speisung regenerativ erzeugter Energie anschließbar ist,
gekennzeichnet durch
Mittel (103, E), insbesondere eine Regel- und/oder Steuereinheit oder einen Steuereingang, zur Veränderung des Betriebsmodus bei Anliegen eines Steuersignals derart, dass eine bezüglich der drei Phasen (LI, L2, L3) unsymmetrische Ein- speisung oder ein unsymmetrischer Bezug in das Versorgungsnetz erfolgt.
9. Verfahren zur Steuerung der Einspeiseleistung eines elektrischen Energieversorgungsnetzes (213) mit mehreren, jeweils einen Wechselrichter aufweisenden Energieerzeugern (207, 209, 211) für regenerative Energie,
dadurch gekennzeichnet, dass jeder Wechselrichter dessen aktuell frei verfügbare Blindleistungskapazität und/oder in das Versorgungsnetz eingespeiste Leistung an eine Systemsteuerung (215) meldet, die anhand der Daten zur verfügbaren Blindleistungskapazität bzw. zur Leistung für jeden Energieerzeuger (207, 209, 211) einen Beitrag ermittelt, den der jeweilige Energieerzeuger (207, 209, 211) über dessen Wechselrichter als Blindleistung in das Versorgungsnetz einspeist oder aus diesem bezieht.
EP12735085.8A 2011-03-18 2012-03-16 Photovoltaikanlage Withdrawn EP2689462A2 (de)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP14002050.4A EP2802014A1 (de) 2011-03-18 2012-03-16 Wechselrichter

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102011014469.2A DE102011014469B4 (de) 2011-03-18 2011-03-18 VAr Zuleitung nach Wechselrichterkapazität
DE102011014468.4A DE102011014468B4 (de) 2011-03-19 2011-03-19 Phasenselektives VAr - Management
DE102011015392A DE102011015392A1 (de) 2011-03-29 2011-03-29 Zwei-Schalter Überspannungsschutz
PCT/EP2012/001198 WO2012126601A2 (de) 2011-03-18 2012-03-16 Photovoltaikanlage

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP14002050.4A Division EP2802014A1 (de) 2011-03-18 2012-03-16 Wechselrichter

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP2689462A2 true EP2689462A2 (de) 2014-01-29

Family

ID=46508302

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP14002050.4A Withdrawn EP2802014A1 (de) 2011-03-18 2012-03-16 Wechselrichter
EP12735085.8A Withdrawn EP2689462A2 (de) 2011-03-18 2012-03-16 Photovoltaikanlage

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP14002050.4A Withdrawn EP2802014A1 (de) 2011-03-18 2012-03-16 Wechselrichter

Country Status (2)

Country Link
EP (2) EP2802014A1 (de)
WO (1) WO2012126601A2 (de)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109687513A (zh) * 2018-12-28 2019-04-26 协鑫能源工程有限公司 光伏电站及其设计方法
CN115425732B (zh) * 2022-07-22 2024-03-12 北京磊然循环科技有限公司 一种基于光伏板的电池直接充电方法、装置、系统及设备

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3041078A1 (de) 1980-10-29 1982-06-03 Licentia Patent-Verwaltungs-Gmbh, 6000 Frankfurt Verfahren zur spannungsbegrenzung fuer photovoltaische generatoren
US7612283B2 (en) * 2002-07-09 2009-11-03 Canon Kabushiki Kaisha Solar power generation apparatus and its manufacturing method
DE102005018173B4 (de) 2005-04-19 2009-05-14 Swiontek, Karl, Dipl.-Ing. Schalteinrichtung zur sicheren Betriebsunterbrechung von Photovoltaikanlagen
DE202006008936U1 (de) 2006-06-07 2006-08-17 Sma Technologie Ag Schaltung zur Erhöhung der Lebensdauer von PV-Generatoren
DE102007050554B4 (de) 2007-10-23 2011-07-14 Adensis GmbH, 01129 Photovoltaikanlage
US7612466B2 (en) * 2008-01-28 2009-11-03 VPT Energy Systems System and method for coordinated control and utilization of local storage and generation, with a power grid
US8693228B2 (en) * 2009-02-19 2014-04-08 Stefan Matan Power transfer management for local power sources of a grid-tied load
DE102009025363B9 (de) * 2009-06-18 2012-06-21 Adensis Gmbh Anfahrquelle Wechselrichter
US8954203B2 (en) * 2009-06-24 2015-02-10 Tigo Energy, Inc. Systems and methods for distributed power factor correction and phase balancing

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO2012126601A2 *

Also Published As

Publication number Publication date
WO2012126601A3 (de) 2013-05-23
WO2012126601A2 (de) 2012-09-27
EP2802014A1 (de) 2014-11-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2872777B1 (de) Verfahren zum steuern eines elektrischen erzeugers
EP2245728B1 (de) Windkraftanlage mit umrichterregelung
DE102007017870B4 (de) Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage bei Überspannungen im Netz
DE102009025363B4 (de) Anfahrquelle Wechselrichter
EP0939995A1 (de) Windenergiepark
EP3022835B1 (de) Wechselrichter mit mindestens zwei gleichstromeingängen, photovoltaikanlage mit einem derartigen wechselrichter und verfahren zur ansteuerung eines wechselrichters
DE102012106466B4 (de) Steuerung von Betriebsmitteln über Beeinflussung der Netzspannung
EP2463980B1 (de) Betrieb eines Energieerzeugers in einem Energieversorgungsnetz
DE102015109724A1 (de) System und Verfahren zum Schützen eines Leistungswandlers während eines unerwünschten Spannungsereignisses
EP3358693B1 (de) Photovoltaikanlage mit blindleistungseinspeisung in abhängigkeit der netzspannung
EP3032685A1 (de) Verfahren zum betrieb einer windenergieanlage
DE102017106338A1 (de) Verfahren zum Starten eines Energieerzeugungsnetzes
EP2495838A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Stabilisierung des Netzbetriebs eines Energieversorgungsnetzes
DE102014210010A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb eines elektrischen Energiespeichersystems
EP2761716A2 (de) Pv-anlage mit sicherung gegen einspeisung in ein öffentliches stromversorgungsnetz
EP3780305A1 (de) Wechselrichteranordnung für windenergieanlagen und photovoltaikanlagen
DE102010015440A1 (de) Verfahren zur Stromeinspeisung und Stromeinspeisesystem
WO2012037989A2 (de) Verfahren zur rechnergestützten regelung der elektrischen energieverteilung in einem dezentralen energienetz
WO2010078669A1 (de) Vorrichtung für photovoltaikkraftwerke zur einstellung des elektrischen potentials an photovoltaikgeneratoren
DE102012023426A1 (de) Elektrische Anordnung und elektrische Anlage mit einer elektrischen Anordnung
WO2015004034A2 (de) Elektrische anordnung mit einem wechselrichter und zwischenschaltgerät für die elektrische anordnung
EP2689462A2 (de) Photovoltaikanlage
EP3751691B1 (de) Elektroenergiesystem
DE102005043422B4 (de) Betrieb eines lokalen Netzes mit reduzierter Frequenz bei geringer Energieübertragung
DE102011014468B4 (de) Phasenselektives VAr - Management

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20131009

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 20151001