EP2759034A2 - Verfahren und einrichtung zur detektion eines inselbetriebs von energieerzeugungsanlagen - Google Patents

Verfahren und einrichtung zur detektion eines inselbetriebs von energieerzeugungsanlagen

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EP2759034A2
EP2759034A2 EP12774940.6A EP12774940A EP2759034A2 EP 2759034 A2 EP2759034 A2 EP 2759034A2 EP 12774940 A EP12774940 A EP 12774940A EP 2759034 A2 EP2759034 A2 EP 2759034A2
Authority
EP
European Patent Office
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frequency
power generation
mains voltage
network
detecting
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP12774940.6A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Ralf Hesse
Dirk Turschner
Hans-Peter Beck
Yong Chen
Benjamin WERTHER
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Technische Universitaet Clausthal
Original Assignee
Technische Universitaet Clausthal
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Filing date
Publication date
Application filed by Technische Universitaet Clausthal filed Critical Technische Universitaet Clausthal
Publication of EP2759034A2 publication Critical patent/EP2759034A2/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R23/00—Arrangements for measuring frequencies; Arrangements for analysing frequency spectra
    • G01R23/02—Arrangements for measuring frequency, e.g. pulse repetition rate; Arrangements for measuring period of current or voltage
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/40—Testing power supplies
    • 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
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
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    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
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    • H02J3/388—Arrangements for the handling of islanding, e.g. for disconnection or for avoiding the disconnection of power
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the invention relates to a method for detecting island operation of power generation plants, which are set up for generating electrical energy and can be coupled to a grid in the feed mode, the power generation plant operates island operation relative to the grid and there is no energy exchange between the power plant and the grid, with the Steps:
  • Network frequency which is present at the connection area of the power generation plant with the interconnected network
  • the invention further relates to a device for detecting an island operation of power generation plants, which are set up for generating electrical energy and can be coupled to a grid in the feed mode, the power plant operates island operation relative to the grid and there is no energy exchange between power generation plant and the interconnected network.
  • the device has a connectable to the connection area of the power generation plant to the grid network frequency measuring unit for detecting the time course of the network frequency and an evaluation unit which is connected to the power frequency measurement unit.
  • Known solutions for detecting unintentional island operation are subdivided into passive methods and active methods.
  • the passive method a monitoring of the mains voltage in time or space vector related representation and the network frequency is provided with respect to sudden changes. It is also possible to consider the harmonic content of the mains voltage which is under the influence of the relevant inverter.
  • active methods energy is transferred to the grid for testing purposes. As a result, a determination of the network impedance is made possible, which allows a conclusion about the state of the electrical connection to the interconnected network.
  • active methods of mains voltage and mains frequency shift it is determined to what extent the mentioned network parameters can be influenced by the effect of the feed-in inverter.
  • the category of active methods also includes the pilot tone method, which provides for the imprinting of a high-frequency signal at central network points, which can be recorded by the self-generation systems as proof of the existing connection to the network.
  • the object is achieved by the method having the features of claim 1 and the device having the features of claim 8.
  • the present method provides an analysis of statistical properties of the time course of the network frequency, which is preferably detected in the form of discrete-time recorded individual values. It has been shown that the presence of a network is characterized by statistical features that can be isolated from the time course of the network frequency and preferably from the individual values of the network frequency.
  • the evaluation is preferably carried out in time intervals of the time course of the network frequency, z. In cycles of 5 seconds.
  • the frequency distribution of the signal individual values of the noise has detectable statistical peculiarities in the case of the presence of a connection to the interconnected network.
  • the frequency distribution of the discretely recorded values of the noise component of the measured network frequency has a profile corresponding to the Gaussian frequency distribution or normal distribution with its characteristic characteristics and the characteristic shape.
  • a connection between the own generation plant and the interconnected grid is thus present if the Gaussian frequency distribution or normal distribution of the measured frequency change of the voltage at the connection point of the own energy generation plant can be determined in a recognizable manner. If, on the other hand, there is no connection to the interconnected network, otherwise possibly caused frequency changes of the voltage at the connection point do not show the statistical features mentioned, so that island operation can then be concluded.
  • the frequency change of the voltage at the connection point of the power generation plant to the interconnected network is detected and an evaluation of this frequency change as a temporal course of the network frequency.
  • the time course of a virtual active power of a simulated synchronous machine is detected, which is coupled to the power generation plant in the transition to the interconnected network.
  • an evaluation of the virtual active power then takes place as a measure of the time course of the network frequency.
  • the virtual active power present as a data stream of a synchronous machine simulated with the aid of a data processing system can be used to determine the statistical behavior of the noise component of the time profile of the network frequency or the virtual real power to use.
  • the simulated synchronous machine set up on the data processing system is equipped mathematically with a rotor which has an infinite If the mass moment of inertia is large, then the virtual active power of the simulated synchronous machine directly follows all changes in the network frequency, which means that the noise component of the time profile of the frequency of the network voltage is transmitted to the virtual active power of the simulated synchronous machine. This makes it possible to represent the change of a frequency variable and thus the change of an alternating quantity as a better detectable change of a uniform quantity.
  • the method thus uses a simulated synchronous machine with an infinitely large mass moment of inertia as a particularly suitable frequency demodulator.
  • the device has a power switch (single- or multi-phase), which is controlled by the evaluation unit by means of a control signal to switch the power switch for the separation of the power generation system from the network when the islanding unit has been detected by the evaluation unit.
  • a power switch single- or multi-phase
  • the evaluation unit of the device for detecting an isolated operation is preferably a data processing unit having a programmed processor (microprocessor, microcontroller, FPGA, ASIC etc.) suitable for carrying out a method.
  • a programmed processor microprocessor, microcontroller, FPGA, ASIC etc.
  • Fig. 1 - a block diagram of the connection of a self-generating plant in a composite electrical network with means for detecting an island operation and a network separation device;
  • FIG. 2 is a block diagram of a device for detecting island operation of power generation plants.
  • FIG. 1 shows a sketch of a composite network 1, to which a multiplicity of energy generators 2 a, 2 b, 2 c, 2 d as energy generator group 2 and a large number of loads 3 a, 3 b, 3 c, 3 d referred to as load groups 3 are connected.
  • a (decentralized) self-generating system 5 is connected to the grid 1.
  • a self-generating system it may be z. B. a wind energy plant, a solar energy plant or the like.
  • a device 6 for detecting an isolated operation of the self-generating system 5 is connected, which is connected to a control signal S for driving the separating device 4.
  • the separation device 4 can be switched by means of the control signal S and the self-generating system 5 are separated from the interconnected network 1 when the device detects an isolated operation of the self-generating system 5.
  • the detection of the island operation of the self-generation plant 5 is based on the specificity of the variability of the network frequency in compound networks 1. These Variability of the mains frequency is caused by the generator groups 2 and the load groups 3.
  • the generator groups 2 of the network 1 are operated to maintain the network frequency in the range of their target value as outlined frequency-controlled.
  • the proportional control of the power frequency through the individual power units (generators 2a, 2b, 2c, 2d) inherently leads to remaining control errors, so that in most cases the exact setpoint can not be set. However, the size of the control error decreases with the number of active power units (generators 2a, 2b, 2c, 2d) or with the magnitude of the selected proportional factors.
  • Frequency deviations in the interconnected network 1 are essentially determined by the behavior of the large entirety of the load groups 3 installed in the network unit.
  • the connection of each individual load 3a, 3b, 3c, 3d leads, if the network 1 at this time stationary and no activity of other resources is recorded, in a network 1 with proportional frequency controlled generators 2a, 2b, 2c, 2d always a frequency decrease, albeit infinitesimally small but proportional to the load.
  • the load-related frequency change in the interconnected network 1 is no longer in the form of resolvable declines or increases that affect the individual loads 3a, 3b, 3c , 3d can be assigned, but in the form of a frequency noise.
  • noise phenomena are subject to statistical laws used in the method of detecting island operation and the corresponding equipment. In the case considered, this is the statistical distribution of the individual signal values of the noise component of the frequency of the network voltage, whose order maps the Gaussian frequency distribution or normal distribution with their characteristic characteristics and the characteristic shape.
  • the Gaussian frequency distribution or normal distribution describes the distribution of a random variable, such as the frequency noise, in which the graphical representation of the probability density has the form of a bell curve, also called the normal distribution curve.
  • the normal distribution ve is symmetrical and has equally large areas to the right and left of the mean. Most of the measured individual values describe the mean range of the normal distribution curve with their frequencies.
  • the noise is also essential that the frequency noise and not the amplitude noise of the recorded signal is used at the connection of the self-generating system 5 to the interconnected network for further processing. This is based on an insensitivity to amplitude changes.
  • a comparable insensitivity of the method for detecting an island operation exists with respect to mains frequency changes in time scales of typical daily operations, if correspondingly small time intervals of the time profile of the network frequency are evaluated.
  • the device 6 for detecting off-grid operation is set up to evaluate the time profile of the grid frequency by analyzing the statistical properties of the noise component of the time profile of the grid frequency and to detect island operation based on statistical features detected during the analysis.
  • the separating device 4 is provided in the form of a mains disconnector for switching off the self-generating system 5 in the event of unintended island operation between the self-generating system 5 and the interconnected network 1.
  • a potential separating mains voltage converter 7 is connected to the interconnected network behind the separator 4 of the self-supply system 5 in the direction of interconnected network.
  • This potential-isolating mains voltage converter 7 supplies the voltage-time profile of the three-phase mains voltage taken in at its connection point to the device 6 for detecting isolated operation.
  • This device 6 is preferably designed as a data processing unit and set up by suitable programming for evaluating the time course of the network frequency and detection of island operation. However, it is also conceivable that the device 6 is formed of correspondingly specialized signal processing units.
  • the recorded mains voltage signal is fed to a computer model of a virtual synchronous machine 8, as described, for example, in DE 1 0 2006 047 792 A1.
  • the virtual active power P v At the output of the virtual synchronous machine 8 is the virtual active power P v , which is guided to a gate 1 0.
  • the output of the gate 1 0, which is controlled via a sequence control 1 1, is connected to the measured value memory 1 2 sen, which is also controlled by the flow control 1 1.
  • the measuring memory 1 2 is the evaluation unit 1 3 for the statistical evaluation of the recorded time course of the virtual active power P v , which is proportional to m temporal course of the mains frequency, followed and set up and is also controlled by the flow control 1 1.
  • the evaluation unit 1 3 is followed by the pattern comparison function 1 4, the output of which is supplied to the sequence control unit 1 1.
  • the values of the virtual active power P v of the virtual synchronous machine 8 determined in discrete-time increments are recorded in the measured-value memory 12.
  • the course form of the determined frequency distribution taking into account permissible deviations and formation of a switching command to actuate the separation device 4 via a switching amplifier 1 5 is validated to the network separation of Generate own generating plant 5 from the interconnected network 1 for the case in which the waveform of the determined frequency distribution of the discrete values of the virtual active power P v of the course of a typical Gaussian frequency distribution or a normal distribution substantially deviates.
  • the sequence control 1 1 starts a new measuring cycle. For continuous monitoring of the network with regard to island operation, measuring cycles of any number are consecutively executed without pauses.

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Abstract

Ein Verfahren zur Detektion eines Inselbetriebs von Energieerzeugungsanlagen (5) wird beschrieben, die zur Erzeugung elektrischer Energie eingerichtet und mit einem Verbundnetz (1) für den Einspeisebetrieb koppelbar sind. Die Energieerzeugungsanlage (5) arbeitet im Inselbetrieb gegenüber dem Verbundnetz, wenn dabei kein Energieaustausch zwischen Energieerzeugungsanlage (5) und Verbundnetz (1) erfolgt. Das Verfahren hat die Schritte: Erfassen des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz, die am Anschlussbereich der Energieerzeugungsanlage (5) mit dem Verbundnetz (1) vorliegt und Auswerten des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz zur Detektion eines Inselbetriebs. Das Auswerten des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz umfasst eine Analyse der statistischen Merkmale des Rauschanteils des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung am Anschlusspunkt der Energieerzeugungsanlage (5) mit dem Verbundnetz (1) und die Detektion eines Inselbetriebs erfolgt anhand von bei der Analyse erkannten statistischen Verhaltensmerkmale.

Description

Verfahren und Einrichtung zur Detektion eines Inselbetriebs von Ener- gieerzeugungsanlagen
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Detektion eines Inselbetriebs von Energieerzeugungsanlagen, die zur Erzeugung elektrischer Energie eingerichtet und mit einem Verbundnetz im Einspeisebetrieb koppelbar sind, wobei die Energieerzeugungsanlage im Inselbetrieb gegenüber dem Verbundnetz arbeitet und dabei kein Energieaustausch zwischen der Energieerzeugungsanlage und dem Verbundnetz erfolgt, mit den Schritten :
- Erfassen des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung
(Netzfrequenz), die am Anschlussbereich der Energieerzeugungsanlage mit dem Verbundnetz vorliegt, und
- Auswerten des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung zur Detektion eines Inselbetriebs. Die Erfindung betrifft weiterhin eine Einrichtung zur Detektion eines Inselbetriebs von Energieerzeugungsanlagen, die zur Erzeugung elektrischer Energie eingerichtet und mit einem Verbundnetz im Einspeisebetrieb koppelbar sind, wobei die Energieerzeugungsanlage im Inselbetrieb gegenüber dem Verbundnetz arbeitet und dabei kein Energieaustausch zwischen Energieer- zeugungsanlage und dem Verbundnetz erfolgt. Die Einrichtung hat eine an den Anschlussbereich der Energieerzeugungsanlage mit dem Verbundnetz anschließbare Netzfrequenz-Messeinheit zur Erfassung des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz sowie eine Auswerteeinheit, die an die Netzfrequenz- Messeinheit angeschlossen ist.
Bei der dezentralen Einspeisung elektrischer Energie durch dezentrale Ei- generzeugungsanlagen, wie beispielsweise Windenergieanlagen oder Solaranlagen in ein Verbundnetz, ist von dem Betreiber des Verbundnetzes si- cherzustellen, dass die zulässigen Spannungs- und Frequenzgrenzen eingehalten werden. Um einen sicheren Betrieb des Verbundnetzes zu gewährleisten, sind auf Basis einer Spannungsmessung, einer Frequenzmessung und einer I mpedanzmessung zur Erkennung von Inselnetzbildung Abschalt- kriterien definiert. Dabei stellt die Erkennung eines ungewollten Inselbetriebs der Eigenerzeugungsanlage ein Problem dar.
Bekannte Lösungen zur Erkennung eines unbeabsichtigten Inselbetriebs werden in passive Verfahren und aktive Verfahren untergliedert. Bei den passiven Verfahren ist eine Überwachung der Netzspannung in zeitlicher oder Raumzeiger bezogener Darstellung sowie der Netzfrequenz hinsichtlich sprungförmiger Veränderungen vorgesehen. Es kann auch der Obersschwingungsgehalt der Netzspannung betrachtet werden, der unter dem Einfluss des betreffenden Wechselrichters steht. Bei den aktiven Verfahren wird Energie zu Prüfzwecken in das Netz übertragen. Dadurch wird eine Bestimmung der Netzimpedanz ermöglicht, die einen Rückschluss auf den Zustand der elektrischen Verbindung zum Verbundnetz zulässt. Bei aktiven Verfahren der Netzspannungs- und Netzfrequenzverschiebung wird ermittelt, inwieweit sich die genannten Netzparameter durch die Wirkung des Einspeise- Wechselrichters beeinflussen lassen. Zur Kategorie der aktiven Verfahren zählt auch das Pilotton-Verfahren, das die Einprägung eines hochfrequenten Signals an zentralen Netzpunkten vorsieht, welches von den Eigenerzeu- gungsanlagen als Beleg für die vorhandene Verbindung zum Netz erfasst werden kann.
Neben passiven und aktiven Verfahren werden zudem noch auf Kommunikations- und Informationssysteme basierende Verfahren getrennt behandelt.
E. Handschin, E. Hauptmeier, W. Horenkamp, S. Malcher:„Inselnetzerken- nung bei Eigenerzeugungsanlagen", ETZ Heft 1 2/2004, Seiten 48 bis 50 beschreiben Messverfahren zur Inselnetzerkennung bei Eigenerzeugungsanlagen mit ihren Vor- und Nachteilen. Dabei werden die bekannten Verfahren der Erkennung von Netzimpedanzen, der dreiphasigen Spannungsüberwa- chung, des Spannungsshift- und Frequenzshift-Verfahrens und des Pilotton- Verfahrens beschrieben.
N. Strath :„Island Detection in Power Systems", in : Licentiate Thesis, Lund University, Department of Industrial Electrical Engineering and Automation, 2005 beschreibt passive Verfahren zur Inselnetzerkennung durch Spannungsmessung, Frequenzmessung, Messung der Änderungsrate der Frequenz, des Vektorshifts, der Spannungsfluktuation und der Änderungsrate der Spannung und Änderung im Leistungsfaktor. Das hei ßt, als passives Ver- fahren wird beispielsweise ein Vergleich der Änderungsrate der Frequenz an zwei Standorten in dem Netz beschrieben.
E. Rosolowski, A. Burek, L. Jedut:„A new method for islanding detection and distrubted generation", Wroclaw University of Technology, Poland, Eleco's 2007 5th International Conference of Electrical and Electronics Engineering offenbaren ein Verfahren zur Erkennung des Inselbetriebs einer Eigenerzeu- gungsanlage durch Quasi-Logik-Analyse der drei Parameter, Änderung der Spannung, Änderungsrate der Frequenz und Änderungsrate der aktiven Leistung.
H.H. Zeineldin, T. Abdel-Galil, E. F. El-Saadany, M.M.A. Salama:„Islanding detection of grid connected distributed generators using TLS-ESPRIT", Electric Power Systems Research 77 (2007), S. 1 55-1 62 schlagen die Nutzung der Oszillationsfrequenz und des Dämpfungsfaktors von verteilten Eigener- zeugungsanlagen als zwei Parameter zur Inselnetzerkennung vor.
T. Pujhari :„Islanding detection in distributed generation", Department of Electrical Engineering, National Institute of Technology, Rourkela, May 2009 schlägt eine Erkennung des Inselnetzbetriebs mit Hilfe einer Wavelet-Trans- formation zur Überwachung der Änderungen interessierender Parameter, insbesondere des Leistungsspektrums vor.
Die wesentlichen bekannten Verfahren zur Erkennung von Inselnetzbetrieben für Eigenerzeugungsanlagen sind in W. Bower, M. Ropp:„Evaluation of is- landing detection methods for photovoltaic-utility interactive power Systems, I EA PVPS International Energy Agency I mplementing Agreement on Photo- voltaic Power Systems, Task V Grid Interconnection of Building Integrated and other Dispersed Photovoltaic Power Systems, Report I EA PVPS T5- 02 :2002, März 2002 zusammengefasst.
Der Eintrag elektrischer Energie zu Prüfzwecken in den aktiven Verfahren hat den Nachteil, dass hierdurch die Qualität der Netzspannung negativ be- einflusst werden kann. Die auf Kommunikations- und Informationssystemen beruhenden Lösungen erfordern einen relativ großen technischen und finanziellen Aufwand. Die bekannten passiven Verfahren sind nur begrenzt zuverlässig, da die Schwierigkeit besteht, aus den ermittelten zeitlichen Veränderungen von Netzspannung und Netzfrequenz den Status der elektrischen Verbindung zum Verbundnetz ausreichend genau zu bestimmen. Ein Problem liegt auch darin, dass die Festlegung entsprechender Grenzwerte nicht einheitlich erfolgen kann. Durch die Auswertung sprungförmiger Veränderungen, die im Mittelpunkt der passiven Verfahren stehen, kann auch nicht zuverlässig auf das Vorliegen eines Inselbetriebs geschlossen werden.
Ausgehend hiervon ist es Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein verbessertes Verfahren und eine entsprechende Einrichtung zur Detektion eines Inselbetriebs von Energieerzeugungsanlagen zu schaffen, um einen Inselbetrieb einer Energieerzeugungsanlage möglichst einfach und zuverlässig er- kennen zu können.
Die Aufgabe wird mit dem Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1 und der Einrichtung mit den Merkmalen des Anspruchs 8 gelöst. Durch das Auswerten des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz mittels Analyse des statistischen Verhaltens des Rauschsignals des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz und durch Detektion eines Inselbetriebs anhand von bei der Analyse erkannten statistischen Verhaltensmerkmalen gelingt die einfa- che und zuverlässige Detektion des Inselbetriebs von Energieerzeugungsanlagen.
Während bislang zur Detektion eines Inselbetriebs nur eine Analyse von Merkmalen des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz vorgenommen wird, sieht das vorliegende Verfahren eine Analyse statistischer Eigenschaften des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz vor, die bevorzugt in Form zeitdiskret aufgenommener Einzelwerte erfasst wird. Es hat sich gezeigt, dass die Anwesenheit eines Verbundnetzes durch statistische Merkmale charakterisiert ist, die aus dem zeitlichen Verlauf der Netzfrequenz und bevorzugt aus den Einzelwerten der Netzfrequenz isoliert werden können.
In einem Verbundnetz werden nämlich auch in kleinen Zeitspannen eine sehr große Zahl an Lasten zu- oder abgeschaltet. Die hierdurch verursachte last- bedingte Frequenzveränderung im Verbundnetz äu ßert sich jedoch nicht mehr in Form auflösbarer Rückgänge und Zunahmen, die den Einzellasten zugeordnet werden können, sondern in Gestalt eines Frequenzrauschens. Rauschphänomene ihrerseits unterliegen statistischen Gesetzmäßigkeiten, die bei dem vorliegenden Verfahren herangezogen werden.
Damit gelingt es auf einfache und zuverlässige Weise, einen Inselbetrieb zu detektieren.
Das Auswerten erfolgt bevorzugt in Zeitintervallen des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz, z. B. in Zyklen von 5 Sekunden.
Bevorzugt erfolgt ein Bestimmen der über die Frequenz aufgetragenen statistischen Häufigkeitsverteilung der Signaleinzelwerte des Rauschanteils des erfassten zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz und eine Detektion eines In- selbetriebs in dem Fall, dass ein Abschnitt des Verlaufs der ermittelten statistischen Häufigkeitsverteilung signifikant au ßerhalb eines festgelegten Bereiches um den Verlauf einer Gau ßsche Normalverteilung aufgefunden wird. Die Häufigkeitsverteilung der Signaleinzelwerte des Rauschens weist im Falle des Vorliegens einer Verbindung zum Verbundnetz detektierbare statistische Besonderheiten auf. Im Falle des Vorliegens einer Verbindung zum Verbundnetz weist die Häufigkeitsverteilung der diskret aufgenommenen Werte des Rauschanteils der gemessenen Netzfrequenz einen Verlauf entsprechend der Gau ßschen Häufigkeitsverteilung bzw. Normalverteilung mit ihren charakteristischen Kennwerten und der kennzeichnenden Gestalt auf. Eine Verbindung der Eigenerzeugungsanlage zum Verbundnetz liegt somit dann vor, wenn sich die Gau ßsche Häufigkeitsverteilung bzw. Normalvertei- lung der gemessenen Frequenzänderung der Spannung am Anschlusspunkt der Eigenenergieerzeugungsanlage erkennbar bestimmen lässt. Liegt hingegen keine Verbindung zum Verbundnetz vor, so zeigen ggf. anderweitig verursachte Frequenzveränderungen der Spannung am Anschlusspunkt nicht die genannten statistischen Merkmale, so dass dann auf einen Inselbetrieb geschlossen werden kann.
Bevorzugt erfolgt ein Erfassen der Frequenzveränderung der Spannung am Anschlusspunkt der Energieerzeugungsanlage zum Verbundnetz und ein Auswerten dieser Frequenzveränderung als zeitlicher Verlauf der Netzfre- quenz.
Besonders vorteilhaft ist es, wenn der zeitliche Verlauf einer virtuellen Wirkleistung einer simulierten Synchronmaschine erfasst wird, die mit der Energieerzeugungsanlage im Übergang zum Verbundnetz gekoppelt ist. Dabei erfolgt dann ein Auswerten der virtuellen Wirkleistung als Maß für den zeitlichen Verlauf der Netzfrequenz. Dies hat den Vorteil, dass der zeitliche Verlauf der Netzfrequenz nicht elektronisch gemessen werden muss, sondern die als Datenstrom vorliegende virtuelle Wirkleistung einer mit Hilfe einer Datenverarbeitungsanlage simulierten Synchronmaschine herangezogen wer- den kann, um das statistische Verhalten des Rauschanteils des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz bzw. der virtuellen Wirkleistung heranzuziehen. Wird die auf der Datenverarbeitungsanlage eingerichtete simulierte Synchronmaschine mathematisch mit einem Rotor ausgestattet, der ein unend- lieh gro ßes Masseträgheitsmoment besitzt, so folgt die virtuelle Wirkleistung der simulierten Synchronmaschine unmittelbar allen Veränderungen der Netzfrequenz, was bedeutet, dass der Rauschanteil des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung auf die virtuelle Wirkleistung der simulierten Synchronmaschine übertragen wird. Hiermit wird es möglich, die Änderung einer Frequenzgrö ße und damit die Änderung einer alternierenden Grö ße als besser erfassbare Änderung einer Gleichgrö ße abzubilden. Die Methode nutzt eine simulierte Synchronmaschine mit unendlich großem Masseträgheitsmoment somit als besonders geeigneten Frequenzdemodulator.
Besonders vorteilhaft ist es, wenn ein Abschalten der Energieerzeugungsanlage von dem Verbundnetz für den Fall erfolgt, dass ein Inselbetrieb detek- tiert wurde. Auf diese Weise ist auch eine automatische, rechnergesteuerte Sicherung des Verbundnetzes an der Einspeisestelle zu einer dezentralen Energieerzeugungsanlage mit relativ geringem Aufwand möglich.
Hierzu hat die Einrichtung einen Netzschalter (ein- oder mehrphasig), der von der Auswerteeinheit mittels eines Steuersignals angesteuert wird, um den Netzschalter zur Trennung der Energieerzeugungsanlage vom Verbund- netz umzuschalten, wenn von der Auswerteeinheit ein Inselbetrieb erkannt wurde.
Die Auswerteeinheit der Einrichtung zur Detektion eines Inselbetriebs ist vorzugsweise eine Datenverarbeitungseinheit mit einem zur Durchführung eines Verfahrens geeigneten programmierten Prozessor (Mikroprozessor, Mikro- controller, FPGA, ASIC etc.). Die Erfindung wird nachfolgend anhand eines Ausführungsbeispiels mit den beigefügten Zeichnungen näher erläutert.
Es zeigen :
Fig. 1 - Blockdiagramm der Anschaltung einer Eigenerzeugsanlage in ein elektrisches Verbundnetz mit einer Einrichtung zur Detektion eines Inselbetriebs und einer Netztrennvorrichtung;
Fig. 2 - Blockschaltbild einer Einrichtung zur Detektion eines Inselbetriebes von Energieerzeugungsanlagen.
Figur 1 lässt eine Skizze eines Verbundnetzes 1 erkennen, an das eine Vielzahl von Energieerzeugern 2a, 2b, 2c, 2d als Energieerzeugergruppe 2 und einer Vielzahl von als Lastgruppen 3 bezeichnete Lasten 3a, 3b, 3c, 3d an- geschlossen sind.
Über eine Trennvorrichtung 4 in Form eines Netzschalters ist eine (dezentrale) Eigenerzeugungsanlage 5 an das Verbundnetz 1 angeschlossen. Bei einer solchen Eigenerzeugungsanlage kann es sich z. B. um eine Windener- gieanlage, eine Solarenergieanlage oder ähnliches handeln.
Mit der Eigenerzeugungsanlage 5 ist vorzugsweise am Einspeisepunkt der Eigenerzeugungsanlage zum Verbundnetz 1 eine Einrichtung 6 zur Detektion eines Inselbetriebs der Eigenerzeugungsanlage 5 angeschlossen, die zur Ansteuerung der Trennvorrichtung 4 mit einem Steuerungssignal S verbunden ist. Auf diese Weise kann die Trennvorrichtung 4 mit Hilfe des Steuersignals S umgeschaltet und die Eigenerzeugungsanlage 5 vom Verbundnetz 1 getrennt werden, wenn die Einrichtung einen Inselbetrieb der Eigenerzeugungsanlage 5 detektiert.
Die Detektion des Inselbetriebs der Eigenerzeugungsanlage 5 beruht auf der Spezifik der Veränderlichkeit der Netzfrequenz in Verbundnetzen 1 . Diese Veränderlichkeit der Netzfrequenz wird durch die Erzeugergruppen 2 und die Lastgruppen 3 hervorgerufen. Die Erzeugergruppen 2 des Verbundnetzes 1 werden zur Erhaltung der Netzfrequenz i m Bereich ihres Soll-Wertes wie skizziert frequenzgeregelt betrieben. Die Proportionalregelung der Netzfre- quenz durch die einzelnen Kraftwerksein heiten (Erzeuger 2a, 2b, 2c, 2d) führt prinzipbedingt zu verbleibenden Regelfehlern, so dass in den meisten Fällen der exakte Sollwert nicht eingestellt werden kann. Jedoch ni mmt mit der Zahl der netzaktiven Kraftwerksein heiten (Erzeuger 2a, 2b, 2c, 2d) oder mit der Höhe der gewählten Proportionalfaktoren die Grö ße des Regelfehlers ab.
Frequenzabweichungen i m Verbundnetz 1 werden wesentlich vom Verhalten der gro ßen Gesamtheit der in der Netzeinheit installierten Lastgruppen 3 bestim mt. Die Zuschaltung jeder Einzellast 3a, 3b, 3c, 3d fü hrt, wenn das Ver- bundnetz 1 zu diesem Zeitpunkt stationär und keine Aktivität anderer Betriebsmittel zu verzeichnen ist, in einem Verbundnetz 1 mit proportional frequenzgeregelten Erzeugern 2a, 2b, 2c, 2d stets zu einem - wenn auch infinitesi mal kleinen, aber der Last proportionalen - Frequenzrückgang. Da in einem Verbundnetz 1 auch in kleinen Zeitspannen eine sehr gro ße Zahl an Lasten zu- oder abgeschaltet wird, äu ßert sich die lastbedingte Frequenzveränderung i m Verbundnetz 1 nicht mehr in Form auflösbarer Rückgänge oder Zunah men, die den einzelnen Lasten 3a, 3b, 3c, 3d zugeordnet werden können, sondern in Gestalt eines Frequenzrauschens. Rauschphänomene i hrerseits unterliegen statistischen Gesetzmäßigkeiten , die bei dem Verfahren zur Detektion eines Inselbetriebs und der entsprechenden Einrichtung herangezogen werden . I m betrachteten Fall ist dies die statistische Verteilung der Signaleinzelwerte des Rauschanteils der Frequenz der Netzspannung, deren Auftrag die Gau ßsche Häufigkeitsverteilung bzw. Normalverteilung mit i hren charakteristischen Kennwerten und der kennzeichnenden Gestalt abbildet. Die Gau ßsche Häufigkeitsverteilung bzw. Normalverteilung beschreibt die Verteilung einer Zufallsgrö ße, wie das Frequenzrauschen , bei der die graphische Darstellung der Wahrscheinlichkeitsdichte die Form einer Glockenkurve, auch Normalverteilungskurve genannt, besitzt. Die Normalverteilungskur- ve ist symmetrisch und weist rechts und links vom Mittelwert gleich große Flächenanteile auf. Die meisten der gemessenen Einzelwerte beschreiben mit ihren Häufigkeiten den mittleren Bereich der Normalverteilungskurve. Für die technische Auswertung des Rauschens ist weiterhin wesentlich, dass das Frequenzrauschen und nicht das Amplitudenrauschen des aufgenommenen Signals am Anschluss der Eigenerzeugungsanlage 5 zum Verbundnetz für die weitere Verarbeitung herangezogen wird. Damit liegt eine Un- empfindlichkeit gegenüber Amplitudenänderungen zugrunde. Eine vergleich- bare Unempfindlichkeit des Verfahrens zur Detektion eines Inselbetriebs besteht bezüglich Netzfrequenzveränderungen in Zeitmaßstäben typischer Tagesgänge, wenn entsprechend kleine Zeitintervalle des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz ausgewertet werden. Die Einrichtung 6 zur Erkennung des Inselnetzbetriebs ist eingerichtet, um den zeitlichen Verlauf der Netzfrequenz durch Analyse der statistischen Eigenschaften des Rauschanteils des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz auszuwerten und einen Inselbetrieb anhand von bei der Analyse erkannten statistischen Merkmalen zu detektieren. Dies kann in dem beschriebenen bevorzugten Ausführungsbeispiel dadurch erfolgen, dass ein Verbundnetzbetrieb, d. h. kein Inselbetrieb vorliegt, wenn sich gemäß der Richtlinien über die Abschaltung von Eigenerzeugungsanlagen 5 zur Vermeidung des unbeabsichtigten Inselbetriebs in Zyklen von 5 Sekunden jeweils die Gau ßsche Häufigkeitsverteilung bzw. Normalverteilung aus der Menge der in diesen Zeitabschnitten diskret gemessenen Frequenzveränderungen der Spannung am Anschlusspunkt der Eigenerzeugungsanlage 5 zum Verbundnetz 1 erkennbar bestimmen lässt. Liegt hingegen keine Verbindung zum Verbundnetz 1 vor, zeigen ggf. anderweitig verursachte Frequenzveränderungen der Spannung am Anschlusspunkt nicht die genannten statistischen Merkmale und damit eine signifikant von der Verlaufsform der Gau ßschen Häufigkeitsverteilung bzw. Normalverteilung abweichende Form der Häufigkeitsverteilung und die Trennvorrichtung 4 der Eigenerzeugungsanlage 5 wird in der Folge der Detektion eines Inselbetriebs durch die Einrichtung 6 betätigt. Figur 2 lässt ein Blockdiagramm einer solchen Einrichtung 6 zur Detektion eines Inselbetriebs erkennen, die mit Hilfe eines Steuersignals S eine Trennvorrichtung 4 zwischen Eigenerzeugungsanlage 5 und Verbundnetz 1 an- steuert, wenn ein Inselbetrieb detektiert wurde. Hierzu ist zwischen der Eigenerzeugungsanlage 5 und dem Verbundnetz 1 die Trennvorrichtung 4 in Form eines Netzfreischalters zur Abschaltung der Eigenerzeugungsanlage 5 im Falle eines unbeabsichtigten Inselbetriebs vorgesehen. Zur Erfassung des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz ist ein Potential trennender Netzspannungswandler 7 an das Verbundnetz hinter der Trennvorrichtung 4 von der Eigenversorgungsanlage 5 aus in Richtung Verbundnetz gesehen geschaltet. Dieser potentialtrennende Netzspannungswandler 7 führt den Spannungs-Zeit-Verlauf der an seinem Anschlusspunkt aufgenom- menen dreiphasigen Netzspannung der Einrichtung 6 zur Detektion eines Inselbetriebs zu. Diese Einrichtung 6 ist vorzugsweise als Datenverarbeitungseinheit ausgebildet und durch geeignete Programmierung zur Auswertung des zeitlichen Verlaufs der Netzfrequenz und Detektion eines Inselbetriebs eingerichtet. Denkbar ist es aber auch, dass die Einrichtung 6 aus ent- sprechend spezialisierten Signalverarbeitungseinheiten gebildet ist.
In der Einrichtung 6 sind die nachfolgend beschriebenen algorithmischen Komponenten implementiert. Das aufgenommene Netzspannungssignal wird einem Rechenmodell einer virtuellen Synchronmaschine 8 zugeführt, wie sie beispielweise in der DE 1 0 2006 047 792 A1 beschrieben ist. Das virtuelle Masseträgheitsmoment der virtuellen Synchronmaschine 8 kann über eine Umschalteinrichtung 9 zwischen dem Nennwert des Maschinenmodells J = JN und einem unendlich großen Masseträgheitsmoment J = -> °° gewechselt werden. Am Ausgang der virtuellen Synchronmaschine 8 liegt die virtuelle Wirkleistung Pv an, die an ein Tor 1 0 geführt ist. Der Ausgang des Tors 1 0, das über eine Ablaufsteuerung 1 1 angesteuert wird, ist am Messwertspeicher 1 2 angeschlos- sen, der ebenfalls von der Ablaufsteuerung 1 1 angesteuert wird. Dem Messspeicher 1 2 ist die Auswerteeinheit 1 3 zur statistischen Auswertung des aufgezeichneten zeitlichen Verlaufs der virtuellen Wirkleistung Pv, die proportional zu m zeitlichen Verlauf der Netzfrequenz ist, nachgeschaltet und einge- richtet und wird ebenfalls von der Ablaufsteuerung 1 1 angesteuert. Der Auswerteein heit 1 3 ist die Mustervergleichsfunktion 1 4 nachgeschaltet, deren Ausgang der Ablaufsteuerung 1 1 zugefü hrt wird.
Die Ablaufsteuerung 1 1 löscht vor dem Beginn jeder 5-sekündigen Messperi- ode bei zuvor gesperrtem Tor 1 0 den Messwertspeicher 1 2, während das virtuelle Masseträgheitsmoment der virtuellen Synchronmaschine 8 an hand der U mschaltung 9 auf den Wert J = J N gesetzt wird, u m das virtuelle Polrad der virtuellen Synchronmaschine 8 zu entspannen . Ein Messintervall beginnt mit der Öffnung des Tores 1 0 und der U mschaltung des virtuellen Masse- trägheitsmomentes auf den Wert J = -> <*>. Binnen der in den Richtlinien zur Trennung von Eigenerzeugungsanlagen 5 angegebenen Dauer von 5 Sekunden werden die zeitdiskret ermittelten Werte der virtuellen Wirkleistung Pv der virtuellen Synchronmaschine 8 im Messwertspeicher 1 2 aufgezeichnet. I n dieser Phase fü hrt jede auch sehr kleine Veränderung der Netzfrequenz zur Entstehung eines Polradwinkels im Modell der virtuellen Synchron maschine 8, da sich deren Drehzahl aufgrund der unendlich gro ßen virtuellen Masse J nicht verändern kann. Nach Ablauf jeder Messphase wird zunächst das Tor 1 0 gesperrt und das virtuelle Masseträgheitsmoment J auf den Nennwert J = J N zurückgesetzt. Aus den i m Messwertspeicher 1 2 aufgezeichneten diskre- ten Werten der virtuellen Wirkleistung Pv wird anhand einer statistischen Funktion in der Auswerteein heit 1 3 un mittelbar die Häufigkeitsverteilung aus den Stützwerten der virtuellen Wirkleistung Pv ermittelt. Besteht eine elektrische Verbindung mit dem Verbundnetz 1 , so entspricht der Verlauf der Häufigkeitsverteilung dem der Gau ßschen Häufigkeitsverteilung bzw. der Nor- malverteilung. Mit Hilfe einer Mustervergleichsfunktion 1 4 wird die Verlaufsform der ermittelten Häufigkeitsverteilung unter Berücksichtigung zulässiger Abweichungen und Bildung eines Schaltbefehls zur Betätigung der Trennvorrichtung 4 über einen Schaltverstärker 1 5 validiert, u m die Netztrennung der Eigenerzeugungsanlage 5 vom Verbundnetz 1 für den Fall zu vollziehen, indem die Verlaufsform der ermittelten Häufigkeitsverteilung der diskreten Werte der virtuellen Wirkleistung Pv von der Verlaufsform einer typischen Gau ßschen Häufigkeitsverteilung bzw. einer Normalverteilung wesentlich abweicht. Nach der Ausführung des Vergleichs der Verlaufsform der Häufigkeitsverteilung der diskreten Werte der virtuellen Wirkleistung Pv mit der typischen (hinterlegten) Verlaufsform der Gau ßschen Häufigkeitsverteilung bzw. der Normalverteilung startet die Ablaufsteuerung 1 1 einen neuen Messzyklus. Für die fortlaufende Überwachung des Netzes hinsichtlich Insel- betrieb werden Messzyklen beliebiger Anzahl hintereinander ohne Pausen ausgeführt.

Claims

Patentansprüche:
1 . Verfahren zur Detektion eines Inselbetriebs von Energieerzeugungsan- lagen (5), die zur Erzeugung elektrischer Energie eingerichtet und mit einem Verbundnetz (1 ) im Einspeisebetrieb koppelbar sind, wobei die Energieerzeugungsanlage (5) im Inselbetrieb gegenüber dem Verbundnetz (1 ) arbeitet, wenn dabei kein Energieaustausch zwischen Energieerzeugungsanlage (5) und Verbundnetz (1 ) erfolgt, mit den Schritten : - Erfassen des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung, die am Anschlussbereich der Energieerzeugungsanlage (5) mit dem
Verbundnetz (1 ) vorliegt, und
Auswerten des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung zur Detektion eines Inselbetriebs, dadurch gekennzeichnet, dass das Auswerten des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung eine Analyse der statistischen Eigenschaften des Rauschanteils des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung und die Detektion eines Inselbetriebs anhand von bei der Analyse erkannten statistischen Identifikationsmerkmalen umfasst.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , gekennzeichnet durch Auswerten von Zeitintervallen des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, gekennzeichnet durch Bestimmen der Häufigkeitsverteilung der diskret aufgenommenen Signaleinzelwerte eines Rauschanteils des erfassten zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung über die Frequenz und Detektion eines Inselbetriebs in dem Fall, dass die so ermittelte Häufigkeitsverteilung nicht innerhalb ei- nes Toleranzbandes um eine vorgegebene Häufigkeitsverteilung zu liegen kommt.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass die vorgegebene Häufigkeitsverteilung eine Gau ßsche Häufigkeitsverteilung ist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, gekennzeichnet durch Erfassen der Veränderung der Frequenz der Netzspannung am Anschlusspunkt der Energieerzeugungsanlage (5) zum Verbundnetz (1 ) und Auswerten dieser Veränderungen der Frequenz der Netzspannung.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, gekennzeichnet durch zeitdiskretes Erfassen des Verlaufs der virtuellen Wirkleistung einer simulierten Synchronmaschine (8), die mit der Energieerzeugungsanlage (5) im Übergang zum Verbundnetz (1 ) gekoppelt ist, und Auswerten der Menge zeitdiskreter Messwerte der virtuellen Wirkleistung (Pv) als Maß für den zeitlichen Verlauf der Frequenz der Netzspannung.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, gekennzeichnet durch Abschalten der Energieerzeugungsanlage (5) von dem Verbundnetz (1 ) im Fall, dass ein Inselbetrieb detektiert wurde.
Einrichtung (6) zur Detektion eines Inselbetriebs von Energieerzeugungsanlagen (5), die zur Erzeugung elektrischer Energie eingerichtet und mit einem Verbundnetz (1 ) im Einspeisebetrieb koppelbar sind, wobei die Energieerzeugungsanlage (5) im Inselbetrieb gegenüber dem Verbundnetz (1 ) arbeitet und dabei kein Energieaustausch zwischen Energieerzeugungsanlage (5) und Inselbetrieb erfolgt, wobei die Einrichtung einer an den Anschlussbereich der Energieerzeugungsanlage (5) mit dem Verbundnetz (1 ) anschließbaren Frequenz-Messeinheit zur Erfassung des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung und eine Auswerteeinheit (1 3) hat, die an die Frequenz-Messeinheit angeschlossen ist,
dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteeinheit (1 3) zur Analyse der statistischen Merkmale des Rauschanteils des zeitlichen Verlaufs der Frequenz der Netzspannung und zur Detektion eines Inselbetriebs anhand von bei der Analyse erkannten statistischen Identifikationsmerkmalen eingerichtet ist.
Einrichtung nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Einrichtung mindestens eine von der Auswerteeinheit (1 3) und der Ablaufsteuerung (1 1 ) ansteuerbare Trennvorrichtung (4) hat und derart eingerichtet ist, dass die Trennvorrichtung (4) bei Detektion eines Inselbetriebs von der Auswerteeinheit (1 3) mittels eines Schaltsignals der Auswerteeinheit (1 3) die Energieerzeugungsanlage (5) von dem Verbundnetz (1 ) trennt.
Einrichtung nach Anspruch 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteeinheit (1 3) zur Durchführung des Verfahrens mit den Merkmalen der Ansprüche 2 bis 6 eingerichtet ist.
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