WO2024256660A1 - Energieerzeugungsanlage mit leistungswandlereinheit - Google Patents

Energieerzeugungsanlage mit leistungswandlereinheit Download PDF

Info

Publication number
WO2024256660A1
WO2024256660A1 PCT/EP2024/066608 EP2024066608W WO2024256660A1 WO 2024256660 A1 WO2024256660 A1 WO 2024256660A1 EP 2024066608 W EP2024066608 W EP 2024066608W WO 2024256660 A1 WO2024256660 A1 WO 2024256660A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power converter
converter unit
intermediate circuit
differential current
pvn
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.)
Pending
Application number
PCT/EP2024/066608
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Andreas Falk
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.)
SMA Solar Technology AG
Original Assignee
SMA Solar Technology AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by SMA Solar Technology AG filed Critical SMA Solar Technology AG
Priority to CN202480038926.1A priority Critical patent/CN121312032A/zh
Priority to AU2024304267A priority patent/AU2024304267A1/en
Publication of WO2024256660A1 publication Critical patent/WO2024256660A1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • 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
    • H02J3/001—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies
    • 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
    • G01R31/50—Testing of electric apparatus, lines, cables or components for short-circuits, continuity, leakage current or incorrect line connections
    • G01R31/52—Testing for short-circuits, leakage current or ground faults
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/16—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to fault current to earth, frame or mass
    • 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
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/26—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents
    • H02H3/32—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors
    • H02H3/33—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors using summation current transformers
    • H02H3/332—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors using summation current transformers with means responsive to DC component in the fault current
    • 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

Definitions

  • PV energy generation systems are opening up an ever-increasing range of possible applications in large-scale systems.
  • home-based energy generation i.e. converting the DC voltage provided by PV generators into an AC mains voltage using an inverter and supplying a home network or feeding into a public supply network
  • PV power plants in ever larger power classes are taking on a significant share of the public electricity supply as large-scale power plants.
  • large PV energy generation systems can be used as a DC source without converting and providing AC power to feed industrial systems such as battery parks, factories, electrolyzers or seawater desalination plants and to provide a DC voltage network.
  • a PV system can comprise a large number of electrical components, in particular PV modules, which are distributed in a decentralized manner over a large area.
  • a group of PV modules that are grouped in strings, i.e. in series, is also called a PV string.
  • a PV generator of a PV system can have one or more PV sub-generators or main strings, which consist of several PV strings that are connected in parallel to one another by means of a connection device, also called a combiner box, if necessary each via a separate DC/DC converter, to a common DC intermediate circuit (DC intermediate circuit) of a PV inverter or, depending on the application, another Power converter unit, such as a DC/DC converter.
  • Each of the PV sub-generators can have one or more PV strings connected in parallel.
  • the PV modules of a PV system always have an electrical capacitance with respect to their surroundings, in particular with respect to their, usually earthed, mounting.
  • This capacitance is not absolutely necessary for the PV system to function, but inevitably results from the mechanical structure of the PV modules. It is therefore often referred to as "parasitic capacitance” or “leakage capacitance”.
  • the parasitic capacitance of the PV system usually increases with the size of the PV generator assigned to it, which is why a powerful PV generator also has a correspondingly large parasitic capacitance.
  • the parasitic capacitance depends on the ambient conditions and increases further, for example, when it rains due to the associated damp surface of the PV modules and/or a change in the dielectric constant of the air due to increased humidity.
  • a fault e.g. faulty cable insulation
  • a live component of the PV generator such as the faulty cable
  • an additional fault current against the earth potential occurs - usually abruptly due to the direct contact.
  • a fault current of around 30 mA or more can be dangerous to people and is relevant to fire protection from around 300 mA
  • the norm requires that such a fault current be reliably detected and that further measures be taken when such a fault current is detected, such as switching off and/or short-circuiting the PV generator, in particular the PV sub-generator in question.
  • two criteria must be met. Firstly, the fault current must not show any jumps, i.e.
  • a total residual current or capacitive leakage current measured across the connection cables of a PV generator must not exceed a significantly higher limit value of several 100 mA. Due to the ever increasing nominal power of PV systems, the parasitic capacitances of the associated PV generators or PV sub-generators are also increasing, and thus also the capacitive leakage currents that are always present during normal operation of the PV system. However, the threshold value assigned to the leakage current of 300 mA, for example, remains constant and can only be reduced due to stricter normative restrictions.
  • any fault current that may be present can be significantly smaller compared to the capacitive leakage current that is always present in the PV system.
  • the detection of the fault current is therefore becoming increasingly complex and expensive due to the low signal-to-noise ratio and the associated sensitive measuring systems that have to be designed. It is therefore desirable to be able to detect a potentially occurring fault current reliably and yet cost-effectively, especially in larger PV systems, especially if the potentially occurring fault current is small compared to the capacitive leakage current that is always present during normal operation of the PV system.
  • normative requirements such as IEC 63112
  • IEC 63112 stipulate that PV power generation systems above a certain power class must either be operated behind a fence in an electrical operating area or, if they are generally accessible, must be equipped with a so-called ROD ("residual current detection") that meets the above criteria.
  • the problem is that the parasitic capacitance of a PV field that is connected to a central DC link of a power conversion unit, such as a central inverter, is so large that if a person or animal touches a pole of the PV field due to an insulation fault, they can be damaged by the large discharge current that occurs when the entire capacitance is transferred via their body.
  • a power conversion unit such as a central inverter
  • a parallel connection is made by connecting individual PV generators to PV strings and these in turn are combined in connection units to form sub-generators or "main strings" and the currents from several of these connection units are then combined in a DC collection unit, such as a DC busbar or a common DC intermediate circuit, before being fed to a power converter unit, such as an inverter or a DC/DC converter.
  • RCDs which carry out fault monitoring and preferably also include a fault disconnection device, are preferably arranged in the connection units in order to specifically monitor a sub-generator and to be able to disconnect it if necessary.
  • the earth fault monitoring in the RCDs is usually carried out via a differential current measurement of the DC and DC+ supply lines of the individual PV sub-generators.
  • the unwanted earth current must be able to at least partially flow past the RCD. This can only happen if there is an earth connection on the side of the RCD facing away from the fault, in particular if the PV field, or more precisely the DC intermediate circuit, is earthed, i.e. not floating or not insulated.
  • an isolated structure of the DC busbar or the DC intermediate circuit of the power converter unit is a basic requirement, for example in the case of DC coupling with batteries parallel to the PV voltage.
  • the invention is based on the object of providing a PV energy generation system which provides improved fault current monitoring even with high electrical output and correspondingly large capacity of connected PV generators.
  • the energy generation system comprises a power converter unit for connection to a PV generator, wherein the PV generator comprises a plurality of parallel-connected PV main strings, which are each connected via two DC input lines to the power converter unit of the energy generation system on the input side via a DC intermediate circuit, wherein the DC intermediate circuit of the power converter unit is designed to be electrically insulated, wherein each pair of DC input lines assigned to a PV main string is assigned a monitoring unit comprising a differential current measuring device, a disconnector and a controller, wherein the controller of the monitoring unit is set up to switch the disconnector and disconnect the PV main string after detecting a fault by exceeding a differential current threshold value, wherein at least one defined leakage capacitance to earth is arranged on at least one pole of the DC intermediate circuit as a return current path for a ground current measurement of the differential current measuring device.
  • the leakage capacitances are defined and dimensioned in such a way that the isolated (or floating) structure of the system is guaranteed and a naturally occurring leakage current occurring via the parasitic capacitances of the individual sub-generators can be distinguished from an unwanted fault current.
  • the residual current measuring devices assigned to the sub-generators can thus detect a difference between an input current in a sub-generator and a return current that would otherwise flow to earth via a fault location on the affected sub-generator.
  • the monitoring unit described which includes a residual current measuring device, a circuit breaker and a control system, is also called an RCD ("residual current detection and interruption").
  • RCD residual current detection and interruption
  • the parasitic capacitances of the non-faulty sub-generators are usually not large enough for a charge-transfer current to flow across these parasitic capacitances and last long enough for the RCD in the fault path to be triggered before all capacitances have assumed a new steady-state voltage to earth.
  • the parasitic capacitance is not clearly defined, but depends on the ambient conditions, contamination and the general condition of the PV modules. In new, dry PV modules, these parasitic capacitances are so small that the required tripping of an RCD of a faulty sub-generator would not be successful.
  • a charge transfer current can flow through the defined discharge capacitances and continue until all the capacitances involved have assumed a new stationary voltage to earth. This is enough to trip the RCD in the fault path.
  • Disconnection using the monitoring device's disconnector after fault detection by the residual current measuring device is only triggered after a defined residual current threshold value is exceeded.
  • this enables adaptation to normative specifications regarding a permissible residual current, for example in absolute value or in the dynamics of a rapid change, and on the other hand, it prevents tripping from occurring even with small currents that are introduced via the parasitic capacitances of the non-faulty sub-generators.
  • An energy generation system is preferably formed by a photovoltaic (PV) energy generation system which has a plurality of parallel-connected PV main strings. These are connected via DC input lines to a DC intermediate circuit, for example a DC busbar or busbar of the power converter unit. Within the scope of the invention, input lines together with a busbar can also be regarded as part of the DC intermediate circuit.
  • the power converter unit can be implemented differently depending on the application.
  • the power converter unit can be formed by a DC/AC central inverter that is set up to convert the energy provided by the DC energy source, for example the PV generators, and feed it into an alternating voltage network (AC network) and/or to take energy from the AC network.
  • AC network alternating voltage network
  • the inverter can be designed as a single-stage or multi-stage system, for example, it can include additional DC/AC or DC/DC converter stages.
  • the defined leakage capacitances must be arranged on the DC side between the power converter and the monitoring units of the sub-generators on the DC intermediate circuit. At least one leakage capacitance must be present on at least one pole of the DC intermediate circuit so that the effect according to the invention can occur.
  • more than one discharge capacitance is arranged on at least one pole of the DC intermediate circuit. This leads to improved reliability and redundancy.
  • the at least one leakage capacitance is arranged exclusively or additionally at one or more intermediate potentials of the DC intermediate circuit.
  • a leakage capacitance can be arranged at an intermediate circuit center point. This is particularly advantageous in power converter units with symmetrical topologies.
  • the discharge capacitances are additionally connected to damping resistors connected in series. These advantageously ensure that charge-reversal currents can flow for a sufficiently long time so that the RCD's tripping time is not exceeded when a dangerous fault current occurs. It has proven particularly advantageous that the damping resistors are between 10 ohms and 2.5 kOhm. In this way, the defined discharge capacitances can be adapted more precisely to the conditions of the system. In addition, This avoids disruptive interactions with any EMC suppression capacitors that may also be present.
  • the defined leakage capacitances are dimensioned significantly smaller than the maximum total capacity of the PV generator to earth, preferably less than 10%, particularly preferably less than 3% of the total capacity of the PV generator to earth.
  • the leakage capacitances are dimensioned significantly smaller in relation to the maximum total capacity of the PV generator to earth at the most unfavorable operating point of the PV generator. In this way, the leakage capacitances only increase the total capacity of the system very slightly and therefore only have a negligible influence on the efficiency of the PV system.
  • the differential current threshold value of the monitoring unit is less than or equal to 300 mA and, in addition, sudden changes in the range from 30 to 150 mA are monitored.
  • a value of 300 mA as a limit value for the residual current meets common normative fire protection requirements, such as those required for photovoltaic systems in the agricultural sector. Sudden changes in the range from 30 to 150 mA must be monitored in accordance with the IEC 62109-2 standard. In this way, safe operation of the system is enabled for fields of application that were previously inaccessible to isolated PV energy generation systems.
  • the DC intermediate circuit has a DC isolating switch, with the leakage capacitances being arranged on the side of the DC isolating switch that faces the PV input side of the power converter unit.
  • the power converter unit has a DC isolating switch that separates the intermediate circuit, or the power converter unit's supply line, from all of the PV generators.
  • a leakage capacitance is preferably arranged between the PV input side and the DC isolating switch.
  • the power converter unit is formed by a central inverter unit, which is connected on the output side to an AC voltage network for providing electrical power via an AC isolating switch, a transformer and a network connection device.
  • the PV energy generation system is designed to feed energy into an AC voltage network.
  • an electrically isolated battery-electrical storage system (BESS) is additionally provided, which is connected to the DC intermediate circuit on the side facing away from the DC isolating switch.
  • a further monitoring unit with a differential current measuring device, a isolating switch and a control is assigned to the DC input lines assigned to the battery-electrical storage system, or to partial batteries of the storage system, wherein the control of the monitoring unit is set up to switch the isolating switch and disconnect the battery-electrical storage system after an error is detected by exceeding a differential current threshold value, wherein further bypass capacitors can be arranged on the side of the DC intermediate circuit facing away from the DC isolating switch.
  • the differential current measuring device can consist of a plurality p of individual differential current measuring devices, each of which is assigned to a partial battery, preferably a battery rack. Accordingly, up to p isolating switches and controls can preferably also be provided. Corresponding battery-electric storage systems are advantageously designed to be electrically isolated, which also results in the same problem of leakage current monitoring. In this way, the power generated by the PV generator can be used to charge the partial batteries of the BESS. Alternatively or additionally, in the event that the PV generator is separated from the power converter unit by the DC isolating switch, electrical energy can be provided exclusively via the BESS.
  • the discharge capacitances of the battery-electric storage system are additionally connected to damping resistors connected in series.
  • the monitoring units are arranged on DC input lines which are arranged within a housing of the power converter unit and are thus part of the power converter unit.
  • the monitoring units are arranged on DC input lines that are part of a connection device that is assigned to each main string and that connects a plurality of PV strings to form a main string, wherein the connection device (also called a combiner box) is arranged outside a housing of the power converter unit.
  • the connection device also called a combiner box
  • each individual PV string of the PV main string is assigned a monitoring unit.
  • more detailed monitoring can advantageously be provided by not disconnecting the entire sub-generator in the event of a fault, but rather only individual strings of the sub-generator and the non-faulty strings remain available.
  • failure monitoring of the bypass capacitors can be carried out by means of an impedance measurement or a voltage measurement. If several bypass capacitors are arranged on a DC intermediate circuit, for example one on a positive pole, one on a negative pole and others on intermediate potentials, the design can be such that if one bypass capacitor fails, its function is compensated by the other bypass capacitors.
  • the energy generation plant is designed without a PV generator and only a battery-electrical storage system is present as a direct current source.
  • the overall system of battery-electric storage system and power converter unit comprises a plurality of parallel-connected sub-batteries, which are connected to a DC intermediate circuit of the power converter unit, wherein the DC intermediate circuit of the power converter unit is electrically isolated is designed.
  • Each sub-battery is assigned a monitoring unit, comprising a differential current measuring device, a disconnector and a control.
  • the control of the monitoring unit is set up to switch the disconnector and disconnect the sub-battery after a fault is detected by exceeding a differential current threshold value, with at least one defined leakage capacitance to earth being arranged on at least one pole of the DC intermediate circuit as a return current path for a ground current measurement of the differential current measuring device.
  • the functionality and other embodiments of the individual components correspond to those of the version with a PV generator, so that reference is made at this point to the corresponding preceding explanations in this regard.
  • Fig. 1 shows an embodiment of a device according to the invention
  • Fig. 2 shows a further embodiment of a device according to the invention with a battery-electric system.
  • Fig. 1 shows an embodiment of a PV energy generation system according to the invention.
  • the PV energy generation system comprises, as an embodiment of a direct current generator, a photovoltaic generator which is formed by several PV main strings PV1, PV2... PVn.
  • Each PV main string PV1 to PVn has several PV modules connected in series or several PV strings which in turn consist of several PV modules.
  • the PV main strings PV1 to PVn are similar in terms of the number and type of PV modules, in particular they are designed the same.
  • the PV main strings PVn are arranged so close to one another that they are subject to at least similar ambient conditions in terms of radiation and temperature.
  • a power converter unit 20 is designed as a so-called multi-string inverter by way of example.
  • DC inputs for DC lines there are PV main strings PVn in the system.
  • the DC inputs are preferably protected by pairs of fuses 36.
  • the individual PV main strings PVn are connected in parallel to a common DC intermediate circuit 7, for example via DC busbars.
  • This DC intermediate circuit 7 can also be formed by a split center-point intermediate circuit, for example.
  • the common DC intermediate circuit 7 is in turn connected to a DC side of a DC/AC converter 5 of the power converter unit 20.
  • a DC isolating switch 6 is also preferably provided, which can disconnect the entire PV generator from the DC/AC converter 5 if necessary.
  • An alternating current (AC) network 1 which is also designed as a three-phase network, for example a medium-voltage network, is connected to the AC side of the DC/AC converter 5, which is designed as a three-phase network in Fig. 1, via an AC isolating switch 4, a transformer 3, in particular a medium-voltage transformer, and a network connection device 2.
  • a single-stage DC/AC converter 5 is shown as an example. Within the scope of the invention, this can also be designed as a multi-stage converter, for example with additional DC/DC stages and both unidirectional and bidirectional.
  • a control unit (not shown) of the power converter unit 20 controls the switches of the DC/AC converter 5 for the desired voltage conversion.
  • Other components such as EMC filters and mains filters are not shown for the sake of clarity.
  • the PV system in particular the DC intermediate circuit 7, is insulated or floating, without a fixed potential to earth and is galvanically separated from the AC network 1 via the transformer 3.
  • RCDs residual current detection and interruption
  • These each comprise a residual current measuring device 8.1 to 8.n, a disconnector 9.1 to 9.n and a controller 17.1 to 17.n.
  • the residual current measuring devices 8.1 to 8.n each record the residual current across a pair of input lines of a PV main string PV1 to PVn.
  • the monitoring units 21.1 to 21.n can be designed as part of the power converter unit 20, for example within a container housing of the power converter unit 20, or externally, for example in a connection unit or combiner box in which individual PV modules or PV strings are connected together to form a PV main string PVn and in which further monitoring and security components can also be arranged.
  • the individual PV main strings PV1 to PVn have a parasitic capacitance 14 with respect to the earth potential, which can vary in each case. Leakage currents always flow towards the earth potential via the parasitic capacitances 14. These are capacitive reactive currents.
  • the leakage currents, together with the parasitic capacitances 14, depend on the ambient conditions of the PV strings, such as humidity, temperature, precipitation, or similar. They can change significantly over time, although they change rather slowly over time. However, they change in a similar way for the similar PV main strings PV1 to PVn.
  • a fault current flows against the earth potential in addition to the leakage current on the PV string on which the fault was caused.
  • Such monitoring can only be reliably determined via the differential current measuring devices 8.1 to 8.n if a current difference occurs on the two monitored lines of a PV main string. This is shown in Fig.1 using the example of the PV main string PV1.
  • a return current path is required, which, however, is not present in an insulated structure of the DC intermediate circuit 7.
  • defined leakage capacitances 31, 32 are provided, through which a return current path 35 is provided. These are at at least one pole of the intermediate circuit 7, for example at the positive pole, the negative pole, or at a possible midpoint, if present.
  • Defined leakage capacitances 31, 32 can also be provided at several points, here both at the positive and the negative pole, as shown in Fig. 1, to increase safety.
  • the bypass capacitors are arranged on the side of the DC isolating switch 6 that faces the PV generator. This also enables monitoring when the DC isolating switch 6 is open. Only in this way is a defined return current path 35 provided for an isolated or floating structure that does not depend on environmental conditions, as in the case of the parasitic capacitances 14.
  • the differential current measuring device 8.1 can now detect a sudden change in the usual leakage currents and/or an exceedance of a specified limit value. This signal is sent to the control 17.1, which then triggers the isolating switch 9.1 and disconnects the faulty PV main string PV1.
  • the differential current threshold value of the monitoring unit 21.1 is preferably less than or equal to 300 mA and, in addition, sudden changes in the range of 30 to 150 mA are monitored.
  • the defined leakage capacitances 31, 32 are dimensioned significantly smaller than the maximum total capacitance of the PV generator to earth, preferably less than 10%, particularly preferably less than 3% of the total capacitance of the PV generator to earth. In this way, the leakage capacitances only increase the total capacity of the system very slightly and therefore only have a negligible influence on the efficiency of the PV system.
  • the defined leakage capacitances are connected to damping resistors 33, 34 connected in series so that charge transfer currents can flow for a sufficiently long time so that the RCD's tripping time is not exceeded in the event of a dangerous fault current occurring.
  • damping resistors 33, 34 connected in series so that charge transfer currents can flow for a sufficiently long time so that the RCD's tripping time is not exceeded in the event of a dangerous fault current occurring.
  • Fig. 2 shows a further embodiment of a PV energy generation system according to the invention, which essentially corresponds to the embodiment shown in Fig. 1. Therefore, for reasons of clarity, not all details of the embodiment are explained and provided with reference numbers that have already been explained in the embodiment shown in Fig. 1 and are clearly identical to it.
  • BESS battery-electrical storage system
  • the DC input lines assigned to the battery-electrical storage system 37, or to partial batteries of the storage system 37, are connected to a further monitoring unit 2T with a differential current measuring device 8', a Disconnector 9' and a controller 17' are assigned.
  • the controller 17' of the monitoring unit 2T is set up in a similar way to the monitoring units 21.1 to 21.n of the PV generator to switch the disconnector 9' and disconnect the battery-electrical storage system 37 after a fault has been detected by exceeding a differential current threshold value, with further defined bypass capacitors 3T, 32' and damping resistors 33', 34' being arranged on the side of the DC intermediate circuit 7 facing away from the DC disconnector 6.
  • the differential current measuring device 8' can consist of a plurality p of individual differential current measuring devices 8', each of which is assigned to a partial battery, preferably a battery rack. Accordingly, preferably up to p disconnectors 9' and controllers 17' can also be provided. Corresponding battery-electric storage systems are usually also electrically isolated, which also results in the same problem of leakage current monitoring. In this way, the power generated by the PV generator can be used to charge the partial batteries of the BESS. Alternatively or additionally, in the event that the PV generator is separated from the power converter unit 20 by the DC isolating switch 6, electrical energy is provided exclusively via the BESS 37.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Emergency Protection Circuit Devices (AREA)
  • Direct Current Feeding And Distribution (AREA)

Abstract

Die Anmeldung beschreibt eine Energieerzeugungsanlage mit einer Leistungswandlereinheit (20) zum Anschluss an einen PV-Generator, wobei der PV-Generator eine Mehrzahl von parallel geschalteten PV-Haupt-Strings (PVn) umfasst, die über jeweils zwei DC-Eingangsleitungen mit der Leistungswandlereinheit (20) der PV-Energieerzeugungsanlage eingangsseitig über einen DC-Zwischenkreis (7) verbunden sind, wobei der DC-Zwischenkreis (7) der Leistungswandlereinheit (20) elektrisch isoliert ausgeführt ist. Jedem Paar von einem PV-Haupt-String (PVn) zugeordneten DC-Eingangsleitungen ist eine Überwachungseinheit (21.n), umfassend eine Differenzstrommesseinrichtung (8.n), einen Trennschalter (9.n) und eine Steuerung (17.n) zugeordnet. Die Steuerung (17.n) der Überwachungseinheit (21.n) ist dazu eingerichtet, nach einem Erkennen eines Fehlers durch Überschreiten eines Differenzstromschwellwertes, den Trennschalter (9.n) zu schalten und den PV-Haupt-String (PVn) zu trennen. Dabei ist an mindestens einem Pol des DC-Zwischenkreises (7) mindestens eine definierte Ableitkapazität (31, 32) gegen Erde als Rückstrompfad (35) für eine Erdstrommessung der Differenzstrommesseinrichtung (8.n) angeordnet.

Description

ENERGIEERZEUGUNGSANLAGE MIT LEISTUNGSWANDLEREINHEIT
Technisches Gebiet der Erfindung
Die Erfindung betrifft Energieerzeugungsanlagen mit einer Leistungswandlereinheit, die in einem ersten Aspekt einen DC/AC-Wandler umfasst, der sowohl Energie in ein Wechselspannungsnetz (AC-Netz) einspeisen kann, als auch Energie aus dem AC- Netz entnehmen kann. Weiter kann die Erfindung auch einen DC-DC-Wandler betreffen. In einer ersten Ausführungsform der Erfindung ist eine DC-seitige Energiequelle eine Photovoltaik-Energieerzeugungsanlage (PV-Anlage) in einer anderen Ausführungsform ist sie ein batterieelektrisches Speichersystem (BESS).
Stand der Technik
PV-Energieerzeugungsanlagen erschließen im Rahmen von Großanlagen eine immer größere Bandbreite an Anwendungsmöglichkeiten. Neben privater hausgebundener Energieerzeugung, also Umwandlung der von PV-Generatoren bereitgestellten DC- Gleichspannung in eine AC-Netzspannung mittels eines Wechselrichters und Versorgung eines Hausnetzes oder Einspeisung in ein öffentliches Versorgungsnetz, übernehmen PV-Kraftwerke in immer größeren Leistungsklassen als Großkraftwerke einen wesentlichen Anteil an der öffentlichen Stromversorgung. Dazu kommen weitere Anwendungen im Rahmen der allgemeinen Umstellung industrieller Vorgänge auf ökologisch nachhaltigere Verfahren. So können große PV- Energieerzeugungsanlagen, ohne Umwandlung und Bereitstellung von AC-Leistung, als DC-Quelle genutzt werden, um industrielle Anlagen wie beispielsweise Batterieparks, Fabriken, Elektrolyseure oder Meerwasserentsalzungsanlagen zu speisen und ein Gleichspannungsnetz bereitzustellen.
Eine PV-Anlage kann dabei eine Vielzahl an elektrischen Komponenten, insbesondere an PV-Modulen umfassen, die in dezentraler Weise über eine große Fläche verteilt sind. Eine Gruppe von PV-Modulen, die stringweise, also untereinander in Form einer Reihenschaltung gruppiert ist, wird auch PV-String genannt. Ein PV-Generator einer PV-Anlage kann einen oder mehrere PV-Teilgeneratoren oder Haupt-Strings aufweisen, die aus mehreren PV-Strings besteht, die mittels einer Verbindungseinrichtung, auch Combiner-Box genannt, parallel zueinander, gegebenenfalls jeweils über einen separaten DC/DC-Wandler, mit einem gemeinsamen Gleichspannungs-Zwischenkreis (DC-Zwischenkreis) eines PV- Wechselrichters oder, je nach Anwendungsfall, einer anderen Leistungswandlereinheit, wie zum Beispiel eines DC/DC-Wandlers, verbunden sind. Jeder der PV-Teilgeneratoren kann einen oder mehrere parallel zueinander verschaltete PV-Strings aufweisen. Konstruktionsbedingt weisen die PV-Module einer PV-Anlage stets eine elektrische Kapazität gegenüber ihrer Umgebung, insbesondere gegenüber ihrer, meist geerdeten, Aufständerung auf. Diese Kapazität ist zur Funktion der PV-Anlage nicht zwingend erforderlich, ergibt sich jedoch unweigerlich aus dem mechanischen Aufbau der PV-Module. Sie wird daher oftmals als „parasitäre Kapazität“ oder „Ableitkapazität“ bezeichnet. Die parasitäre Kapazität der PV-Anlage steigt üblicherweise mit der Größe des ihr zugeordneten PV-Generators, weswegen ein leistungsstarker PV-Generator auch eine entsprechend große parasitäre Kapazität aufweist. Zudem ist die parasitäre Kapazität abhängig von Umgebungsbedingungen und steigt beispielsweise bei Regen aufgrund einer damit verbundenen feuchten Oberfläche der PV-Module und/oder einer wegen einer erhöhten Luftfeuchtigkeit geänderten Dielektrizitätskonstante der Luft weiter an.
Aufgrund der parasitären Kapazität der PV-Module gegenüber dem Erdpotential ergibt sich im normalen Betrieb der PV-Anlage stets ein mehr oder weniger starker Ableitstrom des PV-Generators gegen das Erdpotential.
Kommt es nun aufgrund eines Fehlers, z. B. einer schadhaften Leitungsisolierung, zu einem Kontakt einer geerdeten Person mit einer spannungsführenden Komponente des PV-Generators, beispielsweise der schadhaften Leitung, so ergibt sich - aufgrund des direkten Kontaktes üblicherweise sprungartig - ein zusätzlicher Fehlerstrom gegen das Erdpotential. Da ein Fehlerstrom ab einem Wert von ca. 30 mA personengefährdend sein kann und ab ca. 300 mA brandschutzrelevant ist, ist es normativ gefordert, einen derartigen Fehlerstrom sicher zu erkennen und bei Detektion eines derartigen Fehlerstroms weitere Maßnahmen, beispielsweise ein Abschalten und/oder Kurzschließen des PV-Generators, insbesondere des betreffenden PV- Teilgenerators einzuleiten. Dabei sind in aller Regel zwei Kriterien einzuhalten. Zum einen darf der Fehlerstrom keine Sprünge, d. h. keine schnellen Anstiege über einen vergleichsweisen niedrigen Grenzwert von zum Beispiel 30 mA aufweisen, um einen maximalen Personenschutz sicherzustellen. Zum anderen darf aus Brandschutz- und Anlagenschutzgründen ein insgesamt auftretender, über die Anschlussleitungen eines PV-Generators gemessener Differenzstrom, beziehungsweise kapazitiver Ableitstrom, einen deutlich höher liegenden Grenzwert von einigen 100 mA nicht überschreiten. Aufgrund immer größer werdender Nominalleistungen von PV-Anlagen steigen auch die parasitären Kapazitäten der zugeordneten PV-Generatoren oder PV- Teilgeneratoren und somit auch die im Normalbetrieb der PV-Anlage stets vorhandenen kapazitiven Ableitströme. Der dem Ableitstrom zugeordnete Schwellwert von beispielsweise 300 mA bleibt jedoch konstant, kann allenfalls aufgrund strengerer normativer Beschränkungen noch verkleinert werden. Daher kann ein eventuell vorhandener Fehlerstrom bedeutend kleiner im Vergleich zu dem stets vorhandenen kapazitiven Ableitstrom der PV-Anlage sein. Die Detektion des Fehlerstroms wird daher aufgrund des geringen Signal-zu-Rausch-Verhältnisses und den damit verbundenen empfindlich auszulegenden Messsystemen zunehmend aufwendiger und teurer. Es ist daher wünschenswert, insbesondere auch bei größeren PV-Anlagen einen potenziell auftretenden Fehlerstrom sicher und dennoch kostengünstig detektieren zu können, insbesondere dann, wenn der potenziell auftretende Fehlerstrom klein gegen den im normalen Betrieb der PV-Anlage stets vorhandenen kapazitiven Ableitstrom ist.
Normative Vorgaben, beispielsweise die IEC 63112, schreiben bezüglich Erdschlussfehlern vor, dass PV-Energieerzeugungsanlagen ab einer gewissen Leistungsklasse entweder hinter einem Zaun in einem elektrischen Betriebsbereich betrieben werden müssen oder, wenn sie allgemein zugänglich sind, mit einem sogenannten ROD („residual current detection“) ausgestattet sein müssen, der die genannten Kriterien erfüllt.
Problematisch ist, dass die parasitäre Kapazität eines PV-Feldes, dass an einem zentralen DC-Zwischenkreis einer Leistungswandlereinheit, wie beispielsweise eines Zentralwechselrichters, angeschlossen ist, so groß ist, dass falls ein Mensch oder Tier durch einen Isolationsfehler begingt einen Pol des PV-Feldes berührt, durch den großen Entladestrom geschädigt werden kann, der auftritt, wenn die gesamte Kapazität über seinen Körper umgeladen wird.
Im Falle von besonders großen PV-Feldern erfolgt eine Parallelschaltung indem einzelne PV-Generatoren zu PV-Strings zusammengeschaltet werden und diese wiederum in Verbindungseinheiten zu Teilgeneratoren, oder „Haupt-Strings“ zusammengeführt werden und die Ströme von mehreren dieser Verbindungseinheiten dann in einer DC-Sammeleinheit, wie beispielsweise einer DC-Sammelschiene oder einem gemeinsamen DC-Zwischenkreis zusammengeführt werden, bevor sie einer Leistungswandlereinheit, wie beispielsweise einem Wechselrichter oder einem DC/DC-Wandler zugeführt werden. RCDs, die eine Fehlerüberwachung durchführen und bevorzugt auch eine Fehlertrenneinrichtung umfassen, sind bevorzugt in den Verbindungseinheiten angeordnet, um gezielt einen Teilgenerator zu überwachen und im Bedarfsfall trennen zu können. Die Erdschlussfehlerüberwachung in den RCDs erfolgt dabei in der Regel über eine Differenzstrommessung der DC- und DC+ Zuleitungen der einzelnen PV-Teilgeneratoren. Damit ein RCD eingesetzt werden kann, muss der ungewollte Erdstrom zumindest teilweise an dem RCD vorbeifließen können. Das kann nur dann geschehen, wenn auf der dem Fehler abgewandten Seite des RCDs eine Erdverbindung besteht, also insbesondere, wenn das PV-Feld, genauer der DC-Zwischenkreis, geerdet, also nicht floatend oder nicht isoliert ausgeführt ist.
Für viele Anwendungen ist aber ein isolierter Aufbau der DC-Sammelschiene, beziehungsweise des DC-Zwischenkreises der Leistungswandlereinheit, eine Grundvoraussetzung, beispielsweise bei einer DC-Kopplung mit Batterien parallel zur PV-Spannung.
Für viele derartige Anwendungen ist es deshalb derzeit nicht möglich eine Bauweise mit einem zentralen DC-Zwischenkreis, beziehungsweise einer zentralen Leistungswandlereinheit, ohne umzäunten Sicherheitsschutzbereich und nur mit RCD- Überwachung zu realisieren.
Bei besonders großen PV-Anlagen besteht daher eine erhöhte Schwierigkeit, einen Fehlerstrom zu extrahieren, um ihn auf das Einhalten eines niedrigen Grenzwertes und kurzfristige Anstiege zu überwachen.
Aufgabe der Erfindung
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, eine PV-Energieerzeugungsanlage bereitzustellen, die auch bei großer elektrischer Leistung und entsprechend großer Kapazität angeschlossener PV-Generatoren eine verbesserte Fehlerstromüberwachung bereitstellt.
Lösung
Die Aufgabe wird durch eine Energieerzeugungsanlage mit einer Leistungswandlereinheit mit den Merkmalen des unabhängigen Patentanspruchs 1 und durch ein Batterie-elektrisches Speichersystem mit einer Leistungswandlereinheit nach Anspruch 16 gelöst. Vorteilhafte Ausführungsformen der Erfindung sind in den Ansprüchen 2 bis 15 wiedergegeben.
Beschreibung der Erfindung
Die erfindungsgemäße Energieerzeugungsanlage umfasst eine Leistungswandlereinheit zum Anschluss an einen PV-Generator, wobei der PV- Generator eine Mehrzahl von parallel geschalteten PV-Haupt-Strings umfasst, die über jeweils zwei DC-Eingangsleitungen mit der Leistungswandlereinheit der Energieerzeugungsanlage eingangsseitig über einen DC-Zwischenkreis verbunden sind, wobei der DC-Zwischenkreis der Leistungswandlereinheit elektrisch isoliert ausgeführt ist, wobei jedem Paar von einem PV-Haupt-String zugeordneten DC- Eingangsleitungen eine Überwachungseinheit, umfassend eine Differenzstrommesseinrichtung, einen Trennschalter und eine Steuerung zugeordnet ist, wobei die Steuerung der Überwachungseinheit dazu eingerichtet ist, nach einem Erkennen eines Fehlers durch Überschreiten eines Differenzstromschwellwertes, den Trennschalter zu schalten und den PV-Haupt-String zu trennen, wobei an mindestens einem Pol des DC-Zwischenkreises mindestens eine definierte Ableitkapazität gegen Erde als Rückstrompfad für eine Erdstrommessung der Differenzstrommesseinrichtung angeordnet ist.
Auf diese Weise wird ermöglicht, dass eine Überwachungseinheit in jedem Fall dazu in der Lage ist, über den durch die definierte Ableitkapazität definierten Rückstrompfad auszulösen, so dass durch die Differenzstrommesseinrichtung ein ungewollter Fehlerstrom detektiert werden kann. Die Ableitkapazitäten sind dabei derart definiert und dimensioniert, dass der isolierte (oder floatende) Aufbau der Anlage gewährleistet ist und ein natürlich vorhandener, über die parasitären Kapazitäten der einzelnen Teilgeneratoren auftretender Ableitstrom von einem ungewollten Fehlerstrom unterscheidbar ist. Die den Teilgeneratoren zugeordneten Differenzstrommesseinrichtungen können somit eine Differenz zwischen einem Eingangsstrom in einen Teilgenerator und einem Rückstrom detektieren, der ansonsten über eine Fehlerstelle an dem betroffenen Teilgenerator gegen Erde abfließt. Die beschriebene Überwachungseinheit, die eine Differenzstrommesseinrichtung, einen Trennschalter und eine Steuerung umfasst, wird auch RCD („residual current detection and interruption“) genannt. Der Begriff RCD wird im Folgenden auch synonym für die Baugruppe der Überwachungseinheit verwendet.
Die parasitären Kapazitäten der nicht-fehlerbehafteten Teilgeneratoren sind in der Regel nicht ausreichend groß, dass ein Umladestrom über ebendiese parasitären Kapazitäten fließen kann und so lange andauert, dass der RCD im Fehlerpfad ausgelöst wird, bevor alle Kapazitäten eine neue stationäre Spannung gegen Erde angenommen haben.
Zudem ist die parasitäre Kapazität nicht eindeutig definiert, sondern abhängig von den Umgebungsbedingungen, Verschmutzungen und dem allgemeinen Zustand der PV- Module. Bei neuen, trockenen PV-Modulen sind diese parasitären Kapazitäten so klein, dass ein benötigtes Auslösen eines RCD eines fehlerbehafteten Teilgenerators nicht gelingen würde. Durch eine ausreichend große Dimensionierung der Ableitkapazitäten auf der dem Fehler abgewandten Seite des RCD, kann ein Umladestrom über die definierten Ableitkapazitäten fließen und so lange andauern, bis alle beteiligten Kapazitäten eine neue stationäre Spannung gegen Erde angenommen haben. Das reicht aus, um den RCD im Fehlerpfad auszulösen.
Das Trennen mittels des Trennschalters der Überwachungseinrichtung nach Fehlererkennung durch die Differenzstrommesseinrichtung wird erst nach Überschreiten eines definierten Differenzstromschwellwertes ausgelöst. Das ermöglicht einerseits eine Anpassung an normative Vorgaben bezüglich eines erlaubten Fehlerstroms, beispielsweise im Absolutwert oder in der Dynamik einer schnellen Änderung, andererseits wird verhindert, dass ein Auslösen bereits bei kleinen Strömen, die über die parasitären Kapazitäten der nicht-fehlerbehafteten Teilgeneratoren eingetragen werden, geschieht.
Eine erfindungsgemäße Energieerzeugungsanlage ist bevorzugt durch eine Photovoltaik-(PV-)Energieerzeugungsanlage gebildet, die über eine Mehrzahl parallel geschalteter PV-Hauptstrings verfügt. Diese sind über DC-Eingangsleitungen mit einem DC-Zwischenkreis, beispielsweise einer DC-Sammelleitung oder Sammelschiene der Leistungswandlereinheit, verbunden. Im Rahmen der Erfindung können Eingangsleitungen zusammen mit einer Sammelschiene auch als Teil des DC- Zwischenkreises angesehen werden. Die Leistungswandlereinheit kann je nach Anwendungsfall unterschiedlich realisiert sein. So kann die Leistungswandlereinheit durch einen DC/AC-Zentralwechselrichter gebildet sein, der dazu eingerichtet ist, die aus der DC-Energiequelle, also beispielsweise den PV-Generatoren, bereitgestellte Energie zu wandeln und in ein Wechselspannungsnetz (AC-Netz) einzuspeisen und/oder auch Energie aus dem AC-Netz zu entnehmen. Dabei kann der Wechselrichter einstufig oder mehrstufig ausgeführt sein, beispielsweise weitere DC/AC oder DC/DC-Wandlerstufen umfassen. Um einen Rückstrompfad bereitstellen zu können, müssen die definierten Ableitkapazitäten dabei DC-seitig zwischen dem Leistungswandler und den Überwachungseinheiten der Teilgeneratoren am DC- Zwischenkreis angeordnet sein. Dabei muss mindestens eine Ableitkapazität an mindesten einem Pol des DC-Zwischenkreises vorhanden sein, damit die erfindungsgemäße Wirkung eintreten kann.
Vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung sind in der nachfolgenden Beschreibung und den Unteransprüchen angegeben, deren Merkmale einzeln und in beliebiger Kombination miteinander angewendet werden können.
In einer bevorzugten Ausführungsform der erfindungsgemäßen Vorrichtung sind mehr als eine Ableitkapazität an mindestens einem Pol des DC-Zwischenkreises angeordnet. Dies führt zu einer verbesserten Ausfallsicherheit und Redundanz.
In einer weiter bevorzugten Ausführungsform der erfindungsgemäßen Vorrichtung ist die mindestens eine Ableitkapazität ausschließlich oder zusätzlich an einem oder mehreren Zwischenpotentialen des DC-Zwischenkreises angeordnet. Insbesondere kann eine Ableitkapazität an einem Zwischenkreis-Mittelpunkt angeordnet sein. Das ist besonders vorteilhaft bei Leistungswandlereinheiten mit symmetrischen Topologien.
In einer weiter bevorzugten Ausführungsform der erfindungsgemäßen Vorrichtung sind die Ableitkapazitäten zusätzlich mit in Serie geschalteten Dämpfungswiderständen verschaltet. Diese sorgen in vorteilhafter Weise dafür, dass Umladeströme über eine ausreichend lange Zeit fließen können, so dass die Auslösezeit des RCD bei einem auftretenden gefährlichen Fehlerstrom nicht unterschritten wird, dabei hat es sich als besonders vorteilhaft erwiesen, dass die Dämpfungswiderstände zwischen 10 Ohm bis 2,5 kOhm betragen. Auf diese Weise können die definierten Ableitkapazitäten genauer auf die Gegebenheiten der Anlage angepasst werden. Zudem werden dadurch störende Wechselwirkungen mit eventuell ebenfalls vorhandenen EMV- Entstörkondensatoren vermieden.
In einer vorteilhaften Ausführungsform sind die definierten Ableitkapazitäten deutlich kleiner dimensioniert als die maximale Gesamtkapazität des PV-Generators gegen Erde, bevorzugt kleiner als 10%, besonders bevorzugt kleiner als 3% der Gesamtkapazität des PV-Generators gegen Erde. Insbesondere sind die Ableitkapazitäten deutlich kleiner dimensioniert in Bezug zur maximalen Gesamtkapazität des PV-Generators gegen Erde im ungünstigsten Betriebspunkt des PV-Generators. Auf diese Weise vergrößern die Ableitkapazitäten die Gesamtkapazität der Anlage nur sehr geringfügig und haben daher auch nur einen vernachlässigbaren Einfluss auf den Wirkungsgrad der PV-Anlage.
In einer weiter bevorzugten Ausführungsform der erfindungsgemäßen Vorrichtung ist der Differenzstromschwellwert der Überwachungseinheit kleiner oder gleich 300 mA und zusätzlich werden plötzliche Änderungen im Bereich von 30 bis 150 mA überwacht. Ein Wert von 300 mA als Grenzwert für den Fehlerstrom erfüllt gängige normative Brandschutzvorgaben, wie sie beispielsweise für Photovoltaikanlagen im Agrarbereich gefordert sind. Plötzliche Änderungen im Bereich von 30 bis 150 mA sind gemäß der Norm IEC 62109-2 zu überwachen. Auf diese Weise wird ein sicherer Betrieb der Anlage ermöglicht für Anwendungsfelder, die bisher isolierten PV- Energieerzeugungsanlagen nicht zugänglich waren.
In einer bevorzugten Ausführungsform der Vorrichtung weist der DC-Zwischenkreis einen DC-Trennschalter auf, wobei die Ableitkapazitäten auf der Seite des DC- Trennschalters angeordnet sind, die der PV-Eingangsseite der Leistungswandlereinheit zugewandt ist. In vielen großen Anlagen ist es vorgesehen oder gar gefordert, dass die Leistungswandlereinheit über einen DC-Trennschalter verfügt, welcher den Zwischenkreis, oder die Zuleitung der Leistungswandlereinheit, von der Gesamtheit der PV-Generatoren trennt. Zum Beispiel zu Diagnose- oder Wartungszwecken, oder in Anlagen, in denen mehrere Komponenten parallel auf den gleichen Zwischenkreis geschaltet sind. Damit eine lückenlose Überwachung auf Fehlerstellen möglich ist, ist eine Ableitkapazität bevorzugt zwischen der PV- Eingangsseite und dem DC-Trennschalter angeordnet. Auf diese Weise kann eine Überwachung auch bei geöffnetem DC-Trennschalter fortgeführt werden, beispielsweise in Fällen, in denen die PV-Module dennoch Spannung führen. In einer Ausbildung der erfindungsgemäßen Vorrichtung ist die Leistungswandlereinheit durch eine Zentralwechselrichtereinheit gebildet, die über einen AC-Trennschalter, einen Transformator und einer Netzzuschaltvorrichtung ausgangsseitig mit einem Wechselspannungsnetz zur Bereitstellung von elektrischer Leistung verbunden ist. In diesem Anwendungsfall ist die PV- Energieerzeugungsanlage zur Energieeinspeisung in ein Wechselspannungsnetz ausgebildet.
In einer weiteren Ausführung der Vorrichtung ist zusätzlich ein elektrisch isoliertes Batterie-elektrisches Speichersystem (BESS) vorgesehen, das auf der dem DC- Trennschalter abgewandten Seite mit dem DC-Zwischenkreis verbunden ist. Dabei ist den DC-Eingangsleitungen die dem Batterie-elektrischen Speichersystem zugeordnet sind, oder an Teilbatterien des Speichersystems, eine weitere Überwachungseinheit mit einer Differenzstrommesseinrichtung, einem Trennschalter und einer Steuerung zugeordnet, wobei die Steuerung der Überwachungseinheit dazu eingerichtet ist, nach einem Erkennen eines Fehlers durch Überschreiten eines Differenzstromschwellwertes, den Trennschalter zu schalten und das Batterieelektrische Speichersystem zu trennen, wobei auf der dem DC-Trennschalter abgewandten Seite des DC-Zwischenkreises weitere Ableitkondensatoren angeordnet sein können. Dabei kann die Differenzstrommesseinrichtung aus einer Vielzahl p von einzelnen Differenzstrommesseinrichtungen bestehen, die jeweils einer Teilbatterie, bevorzugt einem Batterierack, zugeordnet sind. Entsprechend können bevorzugt auch bis zu p Trennschalter und Steuerungen vorgesehen sein. Entsprechende Batterieelektrische Speichersysteme sind vorteilhaft elektrisch isoliert aufgebaut, wodurch sich auch hier die gleiche Problematik der Ableitstromüberwachung ergibt. Auf diese Weise kann die von dem PV-Generator erzeugte Leistung zum Laden der Teilbatterien des BESS verwendet werden. Alternativ oder zusätzlich kann, für den Fall, dass der PV- Generator durch den DC-Trennschalter von der Leistungswandlereinheit getrennt ist, eine Bereitstellung von elektrischer Energie ausschließlich über das BESS erfolgen.
Dabei ist es besonders vorteilhaft, dass auch die Ableitkapazitäten des Batterieelektrischen Speichersystems zusätzlich mit in Serie geschalteten Dämpfungswiderständen verschaltet sind. In einer bevorzugten Ausführungsform sind die Überwachungseinheiten an DC- Eingangsleitungen angeordnet, die innerhalb eines Gehäuses der Leistungswandlereinheit angeordnet und somit Teil der Leistungswandlereinheit sind.
In einer alternativen Ausführungsform sind die Überwachungseinheiten an DC- Eingangsleitungen angeordnet, die Teil einer Verbindungseinrichtung sind, die jedem Hauptstring zugeordnet sind und die eine Mehrzahl von PV-Strings zu einem Hauptstring verbinden, wobei die Verbindungseinrichtung (auch Combiner-Box genannt) außerhalb eines Gehäuses der Leistungswandlereinheit angeordnet ist. Diese dezentrale Anordnung ist insbesondere vorteilhaft für große Anlagen mit einer Vielzahl von Hauptstrings beziehungsweise für eine vereinfachte Aufstockung der Anlage oder Austauschbarkeit der einzelnen Komponenten.
In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der erfindungsgemäßen Vorrichtung sind mehrere Überwachungseinheiten vorgesehen und jedem einzelnen PV-String des PV-Haupt-Strings ist jeweils eine Überwachungseinheit zugeordnet. So kann in vorteilhafter Weise eine kleinteiligere Überwachung bereitgestellt werden, indem im Fehlerfall nicht der ganze Teilgenerator getrennt wird, sondern nur einzelne Strings des Teilgenerators und die nicht-fehlerbehafteten Strings weiterhin bereitstehen.
Weiter bevorzugt ist es, dass bei der erfindungsgemäßen Vorrichtung eine Ausfallüberwachung der Ableitkondensatoren durch eine Impedanzmessung oder eine Spannungsmessung durchführbar ist. Falls mehrere Ableitkondensatoren an einem DC-Zwischenkreis angeordnet sind, beispielsweise einer an einem Plus-Pol, einer an einem Minus-Pol und weitere an Zwischenpotentialen, kann die Auslegung derart erfolgen, dass bei einem Ausfall eines Ableitkondensators, dessen Funktion durch die anderen Ableitkondensatoren kompensiert wird.
In einem weiteren Aspekt der Erfindung ist die Energieerzeugungsanlage ohne PV- Generator ausgeführt und lediglich ein Batterie-elektrisches Speichersystem ist als Gleichstromquelle vorhanden.
Das Gesamtsystem aus Batterie-elektrischem Speichersystem und Leistungswandlereinheit umfasst eine Mehrzahl von parallel geschalteten Teilbatterien, mit einem DC-Zwischenkreis der Leistungswandlereinheit verbunden sind, wobei der DC-Zwischenkreis der Leistungswandlereinheit elektrisch isoliert ausgeführt ist. Dabei ist jeder Teilbatterie eine Überwachungseinheit, umfassend eine Differenzstrommesseinrichtung, einen Trennschalter und eine Steuerung zugeordnet. Die Steuerung der Überwachungseinheit ist dazu eingerichtet, nach einem Erkennen eines Fehlers durch Überschreiten eines Differenzstromschwellwertes, den Trennschalter zu schalten und die Teilbatterie zu trennen, wobei an mindestens einem Pol des DC-Zwischenkreises mindestens eine definierte Ableitkapazität gegen Erde als Rückstrompfad für eine Erdstrommessung der Differenzstrommesseinrichtung angeordnet ist. Die Funktionsweise und weiteren Ausführungsformen der einzelnen Komponenten entsprechen denen der Ausführung mit einem PV-Generator, so dass an dieser Stelle auf die entsprechenden vorangehenden Ausführungen diesbezüglich verwiesen wird.
Vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung ergeben sich aus den Patentansprüchen, der Beschreibung und den Zeichnungen. Die in der Beschreibung genannten Vorteile von Merkmalen und von Kombinationen mehrerer Merkmale sind lediglich beispielhaft und können alternativ oder kumulativ zur Wirkung kommen, ohne dass die Vorteile zwingend von erfindungsgemäßen Ausführungsformen erzielt werden müssen. Ohne dass hierdurch der Gegenstand der beigefügten Patentansprüche verändert wird, gilt hinsichtlich des Offenbarungsgehalts der ursprünglichen Anmeldungsunterlagen und des Patents Folgendes: weitere Merkmale sind den Zeichnungen - insbesondere der relativen Anordnung und Wrkverbindung mehrerer Bauteile - zu entnehmen. Die Kombination von Merkmalen unterschiedlicher Ausführungsformen der Erfindung oder von Merkmalen unterschiedlicher Patentansprüche ist ebenfalls abweichend von den gewählten Rückbeziehungen der Patentansprüche möglich und wird hiermit angeregt. Dies betrifft auch solche Merkmale, die in separaten Zeichnungen dargestellt sind oder bei deren Beschreibung genannt werden. Diese Merkmale können auch mit Merkmalen unterschiedlicher Patentansprüche kombiniert werden. Ebenso können in den Patentansprüchen aufgeführte Merkmale für weitere Ausführungsformen der Erfindung entfallen.
Die in den Patentansprüchen und der Beschreibung genannten Merkmale sind bezüglich ihrer Anzahl so zu verstehen, dass genau diese Anzahl oder eine größere Anzahl als die genannte Anzahl vorhanden ist, ohne dass es einer expliziten Verwendung des Adverbs "mindestens" bedarf. Wenn also beispielsweise von einem Element die Rede ist, ist dies so zu verstehen, dass genau ein Element, zwei Elemente oder mehr Elemente vorhanden sind. Diese Merkmale können durch andere Merkmale ergänzt werden oder die einzigen Merkmale sein, aus denen das jeweilige Erzeugnis besteht.
Die in den Patentansprüchen enthaltenen Bezugszeichen stellen keine Beschränkung des Umfangs der durch die Patentansprüche geschützten Gegenstände dar. Sie dienen lediglich dem Zweck, die Patentansprüche leichter verständlich zu machen.
Kurzbeschreibunq der Figuren
Im Folgenden wird die Erfindung mithilfe von Figuren dargestellt. Von diesen zeigen
Fig. 1 eine Ausführungsform einer erfindungsgemäßen Vorrichtung;
Fig. 2 eine weitere Ausführungsform einer erfindungsgemäßen Vorrichtung mit einem Batterie-elektrischen System.
Figurenbeschreibung
In Fig. 1 ist eine Ausführungsform einer erfindungsgemäßen PV- Energieerzeugungsanlage dargestellt. Die PV-Energieerzeugungsanlage umfasst als Ausführungsform für einen Gleichstromgenerator einen Photovoltaikgenerator, der durch mehrere PV-Hauptstrings PV1 , PV2... PVn gebildet ist. Jeder PV-Hauptstring PV1 bis PVn weist mehrere in Reihe geschaltete PV-Module oder mehrere PV-Strings, die wiederum aus mehreren in PV-Modulen bestehen, auf. Die PV-Hauptstrings PV1 bis PVn sind hinsichtlich Anzahl und Typ der PV-Module ähnlich, insbesondere gleich ausgebildet. Zusätzlich sind die PV-Hauptstrings PVn so nah beieinander angeordnet, dass sie zumindest ähnlichen Umgebungsbedingungen hinsichtlich Einstrahlung und Temperatur unterworfen sind. Eine Leistungswandlereinheit 20 ist exemplarisch als sogenannter Multistringwechselrichter ausgebildet. Hierzu weist er mindestens so viele DC-Eingänge für DC-Leitungen auf, wie es PV-Hauptstrings PVn in der Anlage gibt. Die DC-Eingänge sind bevorzugt über Paare von Sicherungen 36 abgesichert. Die einzelnen PV-Hauptstrings PVn sind, beispielsweise über DC-Sammelschienen, auf einen gemeinsamen DC-Zwischenkreis 7 parallelgeschaltet. Dieser DC- Zwischenkreis 7 kann beispielsweise auch durch einen geteilten Mittelpunktzwischenkreis gebildet sein. Der gemeinsame DC-Zwischenkreis 7 ist wiederum mit einer DC-Seite eines DC/AC-Wandlers 5 der Leistungswandlereinheit 20 verbunden. Dabei ist bevorzugt auch ein DC-Trennschalter 6 vorgesehen, welcher im Bedarfsfall den gesamten PV-Generator vom DC/AC-Wandler 5 trennen kann. An die AC-Seite des in Fig. 1 exemplarisch dreiphasig ausgelegten DC/AC-Wandlers 5 ist ein ebenfalls dreiphasig ausgelegtes Wechselspannungs-(AC-)Netz 1 , beispielsweise ein Mittelspannungsnetz, über einen AC-Trennschalter 4, ein Trafo 3, insbesondere ein Mittelspannungstransformator und eine Netzzuschaltvorrichtung 2 angeschlossen. Es ist exemplarisch ein einstufiger DC/AC-Wandler 5 gezeigt. Dieser kann im Rahmen der Erfindung auch als mehrstufiger Wandler, beispielsweise mit zusätzlichen DC/DC- Stufen und sowohl unidirektional als auch bidirektional ausgeführt sein. Eine Steuerungseinheit (nicht gezeigt) der Leistungswandlereinheit 20 steuert die Schalter des DC/AC-Wandlers 5 zur gewünschten Spannungswandlung an. Weitere Komponenten wie beispielsweise EMV-Filter und Netzfilter sind der Übersichtlichkeit halber nicht dargestellt. Insbesondere ist die PV-Anlage, insbesondere der DC- Zwischenkreis 7, isoliert, beziehungsweise floatend, ohne festes Potential gegenüber Erde ausgebildet und über den Trafo 3 galvanisch vom AC-Netz 1 getrennt.
Zur Überwachung der Leistungswandlereinheit 20 auf das Auftreten kritischer Fehlerströme, die einen Hinweis auf Erdschlussfehler im Bereich der PV-Strings und ihrer Parallelschaltung geben, sind mehrere Überwachungseinheiten 21.1 bis 21. n vorgesehen, sogenannte RCDs (residual current detection and interruption). Diese umfassen jeweils eine Differenzstrommesseinrichtung 8.1 bis 8.n, einen Trennschalter 9.1 bis 9.n und eine Steuerung 17.1 bis 17. n. diese sind jeweils den PV-Hauptstrings PV1 bis PVn zugeordnet. Mit den Differenzstrom messeinrichtungen 8.1 bis 8.n wird jeweils der Differenzstrom über ein paar von Eingangsleitungen eines PV-Hauptstrings PV1 bis PVn erfasst. Die Überwachungseinheiten 21.1 bis 21 .n können dabei als Teil der Leistungswandlereinheit 20, beispielsweise innerhalb eines Containergehäuses der Leistungswandlereinheit 20 oder extern ausgebildet sein, beispielsweise in einer Verbindungseinheit oder Combiner-Box, in der einzelne PV-Module oder PV-Strings zu einem PV-Hauptstring PVn zusammengeschaltet sind und in der auch noch weitere Überwachungs- und Sicherungskomponenten angeordnet sein können.
Die einzelnen PV-Hauptstrings PV1 bis PVn weisen eine parasitäre Kapazität 14 gegenüber dem Erdpotential auf, die jeweils unterschiedlich sein kann. Über die parasitären Kapazitäten 14 fließen stets Ableitströme in Richtung Erdpotential. Dabei handelt es sich um kapazitive Blindströme. Die Ableitströme sind zusammen mit den parasitären Kapazitäten 14 von den Umgebungsbedingungen der PV-Strings wie Feuchtigkeit, Temperatur, Niederschlag, oder ähnlichem abhängig. Sie können sich zeitlich gegebenenfalls stark, wenn auch zeitlich eher langsam ändern. Allerdings ändern sie sich dabei für die ähnlichen PV-Hauptstrings PV1 bis PVn in ähnlicher Weise.
Im Fehlerfall, zum Beispiel wenn eine geerdete Person 23 einen Kontakt zwischen einem der PV-Module, in Fig. 1 beispielhaft für PV-Hauptstring PV1 dargestellt, und dem Erdpotential herstellt, fließt zusätzlich zu dem Ableitstrom an demjenigen PV- String, an dem der Fehlerfall verursacht wurde, ein Fehlerstrom gegen das Erdpotential.
Für den Schutz gegen elektrischen Schlag von Personen 23 müssen nun plötzliche Änderungen der Ströme detektiert werden können, wie sie durch das Fließen lebensgefährlicher Ströme durch menschliche Körper von Personen 23 entstehen können. Derartige Fehlerströme sind bereits bei Stromstärken lebensgefährlich, die deutlich unter den üblichen Stromstärken der ungefährlichen kapazitiven Ableitströme liegen können.
Eine derartige Überwachung kann über die Differenzstrommesseinrichtungen 8.1 bis 8.n nur dann verlässlich ermittelt werden, wenn eine Strom differenz an den beiden überwachten Leitungen eines PV-Hauptstrings auftritt. In Fig.1 ist das am Beispiel des PV-Hauptstrings PV1 dargestellt. Um die über die Ableitkapazitäten 14 und, im Fehlerfall, über die geerdete Person 23 abfließenden Ströme erkennen zu können, wird ein Rückstrompfad benötigt, der allerdings bei einem isolierten Aufbau des DC- Zwischenkreises 7 nicht vorliegt. Aus diesem Grund werden definierte Ableitkapazitäten 31 , 32 vorgesehen, durch welche ein Rückstrompfad 35 bereitgestellt wird. Diese sind an mindestens einem Pol des Zwischenkreises 7, beispielsweise am Pluspol, am Minuspol, oder an einem möglichen Mittelpunkt, falls vorhanden. Dabei können definierte Ableitkapazitäten 31 , 32 auch, wie in Fig. 1 dargestellt, zur Erhöhung der Sicherheit an mehreren Stellen, hier sowohl am Plus- als auch am Minuspol, vorgesehen sein. Die Ableitkondensatoren sind dabei auf derjenigen Seite des DC-Trennschalters 6 angeordnet, die dem PV-Generator zugewandt ist. Damit ist auch eine Überwachung bei geöffnetem DC-Trennschalter 6 möglich. Nur auf diese Weise wird für einen isolierten, bzw. floatenden Aufbau ein definierter Rückstrompfad 35 bereitgestellt, der nicht von Umgebungsbedingungen abhängt, wie im Fall der parasitären Kapazitäten 14. Durch die Differenzstrommesseinrichtung 8.1 kann nun eine plötzliche Änderung der üblichen Ableitströme und/oder eine Überschreitung eines festgelegten Grenzwertes festgestellt werden. Dieses Signal wird an die Steuerung 17.1 gesendet, die daraufhin den Trennschalter 9.1 auslöst, und den fehlerbehafteten PV-Hauptstring PV1 trennt.
Der Differenzstromschwellwert der Überwachungseinheit 21.1 ist bevorzugt kleiner oder gleich 300 mA und zusätzlich werden plötzliche Änderungen im Bereich von 30 bis 150 mA überwacht. Die definierten Ableitkapazitäten 31 , 32 sind deutlich kleiner dimensioniert als die maximale Gesamtkapazität des PV-Generators gegen Erde, bevorzugt kleiner als 10%, besonders bevorzugt kleiner als 3% der Gesamtkapazität des PV-Generators gegen Erde. Auf diese Weise vergrößern die Ableitkapazitäten die Gesamtkapazität der Anlage nur sehr geringfügig und haben daher auch nur einen vernachlässigbaren Einfluss auf den Wirkungsgrad der PV-Anlage.
Zusätzlich sind die definierten Ableitkapazitäten mit in Serie geschalteten Dämpfungswiderständen 33, 34 verschaltet, damit Umladeströme über eine ausreichend lange Zeit fließen können, so dass die Auslösezeit des RCD bei einem auftretenden gefährlichen Fehlerstrom nicht unterschritten wird. Diese betragen beispielsweise zwischen 10 Ohm bis 2,5 kOhm.
In Fig. 2 ist eine weitere Ausführungsform einer erfindungsgemäßen PV- Energieerzeugungsanlage dargestellt, die im Wesentlichen der in Fig. 1 dargestellten Ausführungsform entsprechen. Deshalb sind aus Gründen der Übersichtlichkeit nicht alle Details der Ausführungsform erklärt und mit Referenznummern versehen, die bereits in der in Fig. 1 gezeigten Ausführungsform erläutert sind und eindeutig erkennbar identisch mit dieser sind. Zusätzlich zu der in Fig. 1 gezeigten Ausführungsform ist ein elektrisch isoliertes Batterie-elektrisches Speichersystem (BESS) 37 vorgesehen, das zwischen dem DC-Trennschalter 6 und dem DC/AC- Wandler 5 mit dem DC-Zwischenkreis 7 über einen DC/DC-Wandler 38 verbunden ist. Dabei ist den DC-Eingangsleitungen, die dem Batterie-elektrischen Speichersystem 37 zugeordnet sind, oder an Teilbatterien des Speichersystems 37, eine weitere Überwachungseinheit 2T mit einer Differenzstrommesseinrichtung 8‘, einem Trennschalter 9‘ und einer Steuerung 17' zugeordnet. Die Steuerung 17' der Überwachungseinheit 2T ist in analoger Weise, wie die Überwachungseinheiten 21.1 bis 21. n des PV-Generators dazu eingerichtet, nach einem Erkennen eines Fehlers durch Überschreiten eines Differenzstromschwellwertes, den Trennschalter 9' zu schalten und das Batterie-elektrische Speichersystem 37 zu trennen, wobei auf der dem DC-Trennschalter 6 abgewandten Seite des DC-Zwischenkreises 7 weitere definierte Ableitkondensatoren 3T, 32' sowie Dämpfungswiderstände 33' , 34' angeordnet sind. Dabei kann die Differenzstrommesseinrichtung 8' aus einer Vielzahl p von einzelnen Differenzstrommesseinrichtungen 8' bestehen, die jeweils einer Teilbatterie, bevorzugt einem Batterierack, zugeordnet sind. Entsprechend können bevorzugt auch bis zu p Trennschalter 9' und Steuerungen 17' vorgesehen sein. Entsprechende Batterie-elektrische Speichersysteme sind zumeist ebenfalls elektrisch isoliert aufgebaut, wodurch sich auch hier die gleiche Problematik der Ableitstromüberwachung ergibt. Auf diese Weise kann die von dem PV-Generator erzeugte Leistung zum Laden der Teilbatterien des BESS verwendet werden. Alternativ oder zusätzlich erfolgt, für den Fall, dass der PV-Generator durch den DC- Trennschalter 6 von der Leistungswandlereinheit 20 getrennt ist, eine Bereitstellung von elektrischer Energie ausschließlich über das BESS 37.
Bezuqszeichenliste
1 Wechselspannungsnetz
2 Netzzuschaltvorrichtung
3 Trafo
4 AC-Trennschalter
5 DC/AC-Wandler
6 DC-Trennschalter
7 DC-Zwischenkreis/Sammelstromschiene
8.1 - 8.n, 8‘ Differenzstrommesseinrichtung
9.1 - 9.n, 9‘ Stringtrennschalter
13 Erdung
14 Parasitäre Kapazität
17.1 - 17. n, 17‘ RCD-Steuerung
20 Leistungswandlereinheit
21 Überwachungseinheit
23 Person
31 , 32, 31 ',32' Definierte Ableitkapazität
33, 34,33', 34' Dämpfungswiderstände
35 Rückstrom pfad
36 Sicherungen
37 Batterie-elektrisches Speichersystem (BESS)
38 DC/DC-Wandler
PV1 - PVn Teilgeneratoren/PV-Haupt-String

Claims

Patentansprüche
1 . Energieerzeugungsanlage mit einer Leistungswandlereinheit (20) zum Anschluss an einen PV-Generator, wobei der PV-Generator eine Mehrzahl von parallel geschalteten PV-Haupt-Strings (PVn) umfasst, die über jeweils zwei DC- Eingangsleitungen mit der Leistungswandlereinheit (20) der PV- Energieerzeugungsanlage eingangsseitig über einen DC-Zwischenkreis (7) verbunden sind, wobei der DC-Zwischenkreis (7) der Leistungswandlereinheit (20) elektrisch isoliert ausgeführt ist, wobei jedem Paar von einem PV-Haupt-String (PVn) zugeordneten DC-Eingangsleitungen eine Überwachungseinheit (21. n), umfassend eine Differenzstrommesseinrichtung (8. n), ein Trennschalter (9.n) und eine Steuerung (17.n) zugeordnet ist, wobei die Steuerung (17.n) der Überwachungseinheit (21. n) dazu eingerichtet ist, nach einem Erkennen eines Fehlers durch Überschreiten eines Differenzstromschwellwertes, den Trennschalter (9.n) zu schalten und den PV-Haupt-String (PVn) zu trennen, wobei an mindestens einem Pol des DC-Zwischenkreises (7) mindestens eine definierte Ableitkapazität (31 , 32) gegen Erde als Rückstrompfad (35) für eine Erdstrommessung der Differenzstrom messeinrichtung (8.n) angeordnet ist.
2. Vorrichtung nach Anspruch 1 , wobei mehr als eine Ableitkapazität (31 , 32) an mindestens einem Pol des DC-Zwischenkreises (7) angeordnet sind.
3. Vorrichtung nach Anspruch 1 oder 2, wobei die mindestens eine Ableitkapazität (31 , 32) ausschließlich oder zusätzlich an einem oder mehreren Zwischenpotentialen des DC-Zwischenkreises (7) angeordnet ist.
4. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei die Ableitkapazitäten (31 , 32) zusätzlich mit in Serie geschalteten Dämpfungswiderständen (33, 34) verschaltet sind.
5. Vorrichtung nach Anspruch 4, wobei die Dämpfungswiderstände (33, 34) zwischen 10 Ohm bis 2,5 kOhm betragen.
6. Vorrichtung nach Anspruch 1 oder 2, wobei die Ableitkapazitäten (31 , 32) deutlich kleiner als die maximale Gesamtkapazität des PV-Generators gegen Erde sind, bevorzugt kleiner als 10%, besonders bevorzugt kleiner als 3% der Gesamtkapazität des PV-Generators gegen Erde.
7. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Differenzstromschwellwert der Überwachungseinheit (21. n) kleiner oder gleich 300 mA ist und plötzliche Änderungen im Bereich von 30 bis 150 mA erfassbar sind.
8. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der DC- Zwischenkreis (7) einen DC-Trennschalter (6) aufweist, wobei die Ableitkapazitäten (31 , 32) auf der Seite des DC-Trennschalters (6) angeordnet sind, die der PV-Eingangsseite der Leistungswandlereinheit 20 zugewandt ist.
9. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Leistungswandlereinheit (20) durch eine Zentralwechselrichtereinheit gebildet ist, die über einen AC-Trennschalter (4), einen Transformator (3) und einer Netzzuschaltvorrichtung (2) ausgangsseitig mit einem Wechselspannungsnetz (1 ) zur Bereitstellung von elektrischer Leistung verbunden ist.
10. Vorrichtung nach Anspruch 9, wobei ein elektrisch isoliertes Batterie-elektrisches Speichersystem (37) auf der dem DC-Trennschalter (6) abgewandten Seite über eine DC/DC-Wandlereinheit (38) mit dem DC-Zwischenkreis (7) verbunden ist, wobei an den Batterie-elektrischen Speichersystem (37) zugeordneten DC- Eingangsleitungen oder an Teilbatterien des Speichersystems (37) mindestens eine weitere Überwachungseinheit (2T), umfassend eine Differenzstrommesseinrichtung (8‘), einen Trennschalter (9‘) und eine Steuerung (17‘) zugeordnet ist, wobei die Steuerung (17‘) der Überwachungseinheit (2T) dazu eingerichtet ist, nach einem Erkennen eines Fehlers durch Überschreiten eines Differenzstromschwellwertes, den Trennschalter (9‘) zu schalten und das Batterie-elektrische Speichersystem (37) zu trennen, wobei am DC-Zwischenkreis (7) weitere Ableitkondensatoren (3T, 32‘) angeordnet sind.
11 . Vorrichtung nach Anspruch 10, wobei die Ableitkapazitäten (31 ', 32‘) des Batterieelektrischen Speichersystems (37) zusätzlich mit in Serie geschalteten Dämpfungswiderständen (33‘, 34‘) verschaltet sind.
12. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 1 bis 11 , wobei die Überwachungseinheiten (21. n, 21 ') an DC-Eingangsleitungen angeordnet sind, die innerhalb eines Gehäuses der Leistungswandlereinheit (20) angeordnet und somit Teil der Leistungswandlereinheit (20) sind.
13. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 1 bis 11 , wobei die Überwachungseinheiten (21. n, 2T) Teil einer Verbindungseinrichtung sind, die jedem PV-Haupt-String (PVn) zugeordnet ist und die eine Mehrzahl von PV- Strings zu einem PV-Haupt-String (PVn) verbindet, wobei die Verbindungseinrichtungen außerhalb eines Gehäuses der Leistungswandlereinheit (20) angeordnet sind.
14. Vorrichtung nach Anspruch 13, wobei mehrere Überwachungseinheiten (21. n, 2T) vorgesehen sind und jedem einzelnen PV-String des PV-Haupt-Strings (PVn) jeweils eine Überwachungseinheit (21. n, 2T) zugeordnet ist.
15. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei eine Ausfallüberwachung der Ableitkondensatoren (31 , 32, 3T, 32‘) durch eine Impedanzmessung oder eine Spannungsmessung durchführbar ist.
16. Batterie-elektrisches Speichersystem (37) mit einer Leistungswandlereinheit (20) umfassend eine Mehrzahl von parallel geschalteten Teilbatterien, die elektrisch isoliert mit einem DC-Zwischenkreis (7) der Leistungswandlereinheit (20) verbunden sind, wobei der DC-Zwischenkreis (7) der Leistungswandlereinheit (20) elektrisch isoliert ausgeführt ist, wobei jeder Teilbatterie eine Überwachungseinheit (21. n), umfassend eine Differenzstrommesseinrichtung (8.n), ein Trennschalter (9.n) und eine Steuerung (17.n) zugeordnet ist, wobei die Steuerung (17.n) der Überwachungseinheit (21. n) dazu eingerichtet ist, nach einem Erkennen eines Fehlers durch Überschreiten eines Differenzstromschwellwertes, den Trennschalter (9.n) zu schalten und die Teilbatterie zu trennen, wobei an mindestens einem Pol des DC-Zwischenkreises (7) mindestens eine definierte Ableitkapazität (31 , 32) gegen Erde als Rückstrompfad für eine Erdstrommessung der Differenzstrommesseinrichtung (8.n) angeordnet ist.
PCT/EP2024/066608 2023-06-16 2024-06-14 Energieerzeugungsanlage mit leistungswandlereinheit Pending WO2024256660A1 (de)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202480038926.1A CN121312032A (zh) 2023-06-16 2024-06-14 具有功率转换器单元的发电系统
AU2024304267A AU2024304267A1 (en) 2023-06-16 2024-06-14 Energy production plant with power converter unit

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102023115773.6 2023-06-16
DE102023115773.6A DE102023115773A1 (de) 2023-06-16 2023-06-16 Energieerzeugungsanlage mit leistungswandlereinheit

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2024256660A1 true WO2024256660A1 (de) 2024-12-19

Family

ID=91581188

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2024/066608 Pending WO2024256660A1 (de) 2023-06-16 2024-06-14 Energieerzeugungsanlage mit leistungswandlereinheit

Country Status (4)

Country Link
CN (1) CN121312032A (de)
AU (1) AU2024304267A1 (de)
DE (1) DE102023115773A1 (de)
WO (1) WO2024256660A1 (de)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150137850A1 (en) * 2012-08-03 2015-05-21 Sma Solar Technology Ag Distributed detection of leakage current and fault current, and detection of string faults
US20220021335A1 (en) * 2018-11-12 2022-01-20 Eaton Intelligent Power Limited Photovoltaic string combiner box with protection functions
WO2022038146A1 (de) * 2020-08-18 2022-02-24 Sma Solar Technology Ag Photovoltaisch gespeiste elektrolyse

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102013223167A1 (de) * 2013-11-14 2015-06-03 Robert Bosch Gmbh Fotovoltaiksystem und Verfahren zum Betreiben eines Fotovoltaiksystems

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150137850A1 (en) * 2012-08-03 2015-05-21 Sma Solar Technology Ag Distributed detection of leakage current and fault current, and detection of string faults
US20220021335A1 (en) * 2018-11-12 2022-01-20 Eaton Intelligent Power Limited Photovoltaic string combiner box with protection functions
WO2022038146A1 (de) * 2020-08-18 2022-02-24 Sma Solar Technology Ag Photovoltaisch gespeiste elektrolyse

Also Published As

Publication number Publication date
AU2024304267A1 (en) 2025-11-27
CN121312032A (zh) 2026-01-09
DE102023115773A1 (de) 2024-12-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2296244B1 (de) Verfahren und Schaltungsanordnung zum Verbinden mindestens eines Strings einer Photovoltaikanlage mit einem Wechselrichter
EP2284973B1 (de) Rückstromsensor für parallel geschaltete Solarmodule
EP2817828B1 (de) Schutz von photovoltaikmodulen eines photovoltaikgenerators vor überspannungen gegenüber erde
EP4200463B1 (de) Photovoltaisch gespeiste elektrolyse
DE102012109012B4 (de) Schaltungsanordnung für ein Solarkraftwerk mit einer Gleichspannungsquelle für eine Offsetspannung
EP2282388A1 (de) Vorrichtung zur Einspeisung elektrischer Energie von einer Vielzahl von Strings von Photovoltaikmodulen in ein Stromnetz
DE102013103753A1 (de) Photovolatische energieerzeugungsanlage und verfahren zum betreiben einer pv-anlage
DE102015102468B3 (de) Netzersatzanlage und Erdungseinrichtung für eine Netzersatzanlage
DE102008008505A1 (de) PV-Teilgenerator-Anschlusskasten für eine PV-Anlage sowie PV-Anlage mit einer Vielzahl derartiger PV-Teilgenerator-Anschlusskästen
EP2880454A1 (de) Verteilte ableit- und fehlerstromerfassung sowie stringfehlererkennung
EP3565074B1 (de) Ankopplungsschaltung mit schaltender funktion zur ankopplung eines isolationsüberwachungsgerätes an ein ungeerdetes stromversorgungssystem
EP2960945A2 (de) Mit einem zentralen Wechselrichter verbundener Generator-Anschlusskasten zum lichtbogenfreien Schalten von PV-Modulen
DE202010008123U1 (de) Umschalteinrichtung
DE102016123955A1 (de) Niederspannungs-Schutzschaltgerät
DE102018119916A1 (de) Elektrische AC/DC-Umwandlungs-Anordnung
EP3501100B1 (de) Trennvorrichtung für einen photovoltaischen string
WO2015059195A1 (de) Wechselrichter-system und pv-system
DE102013111869A1 (de) Photovoltaikanlage und Vorrichtung zum Betreiben einer Photovoltaikanlage
DE102015115284B3 (de) Schutzvorrichtung für eine elektrische Energieversorgungseinrichtung und elektrische Energieversorgungseinrichtung mit einer derartigen Schutzvorrichtung
WO2024256660A1 (de) Energieerzeugungsanlage mit leistungswandlereinheit
DE102019124213A1 (de) Galvanisch verbundenes AC-Ladegerät mit Überwachungs- und Diagnosesystem
WO2025068147A1 (de) Pv-energieerzeugungsanlage mit zentralwechselrichter
DE102020210794B3 (de) Batteriespeichervorrichtung, Parallelschaltung von Batteriespeichervorrichtungen und Verfahren zum Betreiben einer Batteriespeichervorrichtung
WO2014154233A1 (de) Sammelbox zum elektrischen verbinden einer mehrzahl von photovoltaikgeneratoren und photovoltaische energieerzeugungsanlage
DE102022125440A1 (de) Vorrichtung und Verfahren zur Stromversorgung von Geräten in medizinischen Einrichtungen

Legal Events

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

Ref document number: 24733190

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: AU2024304267

Country of ref document: AU

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024304267

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20240614

Kind code of ref document: A

REG Reference to national code

Ref country code: BR

Ref legal event code: B01A

Ref document number: 112025026883

Country of ref document: BR

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2024733190

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024733190

Country of ref document: EP

Effective date: 20260116

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024733190

Country of ref document: EP

Effective date: 20260116

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2024733190

Country of ref document: EP

Effective date: 20260116