DE102012104314B4

DE102012104314B4 - Verfahren und Vorrichtung zum Lokalisieren und Löschen eines Lichtbogens

Info

Publication number: DE102012104314B4
Application number: DE102012104314.0A
Authority: DE
Inventors: Holger Behrends; Marcel Kratochvil; Markus Hopf
Original assignee: SMA Solar Technology AG
Current assignee: SMA Solar Technology AG
Priority date: 2012-05-18
Filing date: 2012-05-18
Publication date: 2014-04-10
Anticipated expiration: 2032-05-19
Also published as: EP2850708A1; JP6196293B2; WO2013171329A1; US20150077884A1; CN104488155A; EP2850708B1; DE102012104314A1; US9478675B2; JP2015524240A; CN104488155B

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Lokalisieren und Löschen eines Lichtbogens in einem PV-Generator (2) einer PV-Anlage (1), der mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (2.1–2.n) aufweist, wobei jedem PV-Teilgenerator (2.1–2.n) jeweils ein Mittel zum Löschen eines Lichtbogens in dem jeweiligen PV-Teilgenerator (2.1–2.n) zugeordnet ist. Das Verfahren weist die folgenden Schritte auf: Es wird ein Lichtbogen in dem PV-Generator (2) detektiert. Dann wird für jeden der PV-Teilgeneratoren (2.1–2.n) ein Wahrscheinlichkeitswert ermittelt, der mit einer Wahrscheinlichkeit korreliert ist, dass der Lichtbogen in dem entsprechenden PV-Teilgenerator (2.1–2.n) lokalisiert ist. Es wird eine Reihenfolge (R.1–R.n) für ein Aktivieren der Mittel zum Löschen des Lichtbogens ermittelt, die abhängig von den ermittelten Wahrscheinlichkeitswerten ist. Anschließend werden die Mittel zum Löschen des Lichtbogens sukzessive in der ermittelten Reihenfolge (R.1–R.n) aktiviert. Die Erfindung betrifft weiterhin eine Vorrichtung zum Lokalisieren und Löschen eines Lichtbogens in einem PV-Generator (2) einer PV-Anlage (1), die zur Durchführung des Verfahrens eingerichtet ist, sowie eine PV-Anlage (1) mit einer derartigen Vorrichtung.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Lokalisieren und Löschen eines Lichtbogens in einem Photovoltaikgenerator, der mindestens zwei Photovoltaik-Teilgeneratoren aufweist, wobei jedem Photovoltaik-Teilgenerator jeweils ein Mittel zum Löschen eines Lichtbogens in dem jeweiligen Photovoltaik-Teilgenerator zugeordnet ist. Die Erfindung betrifft weiterhin eine Photovoltaikanlage mit einer derartigen Vorrichtung.
Insbesondere größere Photovoltaikanlagen, im Folgenden als PV-Anlagen bezeichnet, können einen PV-Generator aufweisen, der häufig mehrere, mindestens aber zwei parallel geschaltete PV-Teilgeneratoren umfasst. Ein solcher PV-Teilgenerator kann beispielsweise ein sogenannter String sein, der von einer Mehrzahl von reihenverschalteten PV-Modulen gebildet ist. Der PV-Generator ist innerhalb der PV-Anlage mit einem oder mehreren Wechselrichtern verbunden, die den von dem PV-Generator erzeugten Gleichstrom in einen zur Einspeisung in ein Energieversorgungsnetz geeigneten Wechselstrom umwandeln. In solchen PV-Anlagen ist im Allgemeinen eine Trennung zwischen dem PV-Generator und dem Wechselrichter gefordert. Je nach Anforderung kann diese Trennung eine funktionale Abschaltung allein über einen Halbleiterschalter, eine galvanische Trennung oder gar eine allpolige galvanische Trennung sein. Im Falle galvanischer oder allpolig galvanischer Trennung werden diese mit Hilfe von elektromechanischen Schaltern realisiert. Dabei ist häufig jedem der PV-Teilgeneratoren ein eigener elektromechanischer Schalter zugeordnet, um z. B. in einem Fehlerfall die PV-Teilgeneratoren selektiv abschalten zu können. Als elektromechanischer Schalter wird ein elektromechanisch betätigter Schalter verstanden, betätigt beispielsweise durch einen Elektromotor oder einen Elektromagneten. Durch einen Elektromagneten betätigte Schalter werden auch als Relais oder Schütz bezeichnet.
In PV-Anlagen stellen Lichtbögen aufgrund der hohen Gleichspannung und den hohen vorherrschenden Gleichströmen ein nicht zu unterschätzendes Problem dar und sind eine der Hauptursachen von Brandfällen. Wenn ein Lichtbogen erkannt wird, sollten möglichst schnell Mittel zum Löschen des Lichtbogens in den jeweiligen PV-Teilgeneratoren aktiviert werden. Solche Mittel stellen beispielsweise die genannten Schalter zum Trennen der PV-Teilgeneratoren vom Eingang des Wechselrichters dar. Wird ein PV-Teilgenerator vom Wechselrichter getrennt, verringert sich der Strom durch einen mit dem PV-Teilgenerator reihenverschalteten Lichtbogen, wodurch dieser gelöscht wird. Aus der Druckschrift DE 10 2011 000 737 A1 ist beispielsweise ein automatisch nach Detektion eines Lichtbogens trennender Schalter als Teil einer Schutzeinrichtung bekannt, die bevorzugt generatornah zwischen einem PV-Generator und einem Wechselrichter angeordnet wird.
Insbesondere bei großen PV-Anlagen ist eine gleichzeitige Abkopplung des gesamten PV-Generators, also eine gleichzeitige Abkopplung aller PV-Teilgeneratoren, unvorteilhaft, da Instabilitäten im Energieversorgungsnetz, in das der Wechselrichter einspeist, auftreten können. Zudem gestaltet sich eine nachfolgende Fehlersuche aufwändig, da bei einer derartigen gleichzeitigen Abschaltung aller PV-Teilgeneratoren keine Lokalisierung des Lichtbogens erfolgen kann. Wenn die PV-Teilgeneratoren dagegen nacheinander vom Gleichstromeingangskreis des Wechselrichters getrennt werden, kann der Ort des Lichtbogens zumindest auf der Ebene der PV-Teilgeneratoren eingeschränkt werden. Ein ähnliches Verfahren zur Lokalisierung eines Lichtbogens ist in der Druckschrift DE 101 55 795 C1 im Zusammenhang mit einem Kraftfahrzeugbordnetz, das mehrere Teilnetze aufweist, beschrieben.
Aufgrund der Trägheit der elektromechanischen Schalter, über die die PV-Teilgeneratoren mit dem Wechselrichter verbunden sind, ist ein einzelner Schaltvorgang jedoch mit einer minimalen Schaltdauer belegt, die im Bereich von einigen zehn Millisekunden liegen kann. Hinzu kommt noch jeweils die Zeit, die benötigt wird, um nach einem Schaltvorgang festzustellen, ob der zuvor detektierte Lichtbogen nach wie vor besteht oder gelöscht wurde. Bei großen PV-Anlagen mit einer entsprechend großen Anzahl von PV-Teilgeneratoren kann ein sequenzielles bzw. aufeinanderfolgendes Abschalten unter Umständen einige Sekunden in Anspruch nehmen. Im ungünstigsten Fall bleibt der Lichtbogen bis zum Abschalten des letzten Teilgenerators, also über die gesamte Zeitdauer der Schaltsequenzen, bestehen. Dieses ist aus Sicherheitsgründen, beispielsweise aufgrund der von einem Lichtbogen ausgehenden Brandgefahr, ungewünscht und unter Umständen, beispielsweise gemäß der US-Norm UL1699B, auch unzulässig.
Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren und eine PV-Anlage zu schaffen, bei denen ein Lichtbogen in einem PV-Generator mit mehreren PV-Teilgeneratoren möglichst schnell gelöscht und dabei lokalisiert wird.
Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren und eine PV-Anlage mit den Merkmalen des jeweiligen unabhängigen Anspruchs. Vorteilhafte Ausgestaltungen sind in den abhängigen Ansprüchen wiedergegeben.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren der eingangs genannten Art weist die folgenden Schritte auf: Zunächst wird ein Lichtbogen in dem PV-Generator detektiert. Dann wird für jeden der PV-Teilgeneratoren ein Wahrscheinlichkeitswert ermittelt, der mit einer Wahrscheinlichkeit korreliert ist, dass der Lichtbogen in dem entsprechenden PV-Teilgenerator lokalisiert ist. Nachfolgend wird eine Reihenfolge für ein Aktivieren der Mittel zum Löschen des Lichtbogens abhängig von den ermittelten Wahrscheinlichkeitswerten ermittelt. Anschließend werden die Mittel zum Löschen des Lichtbogens sukzessive in dieser Reihenfolge aktiviert.
Erfindungsgemäß werden die Mittel zum Löschen nicht in einer fest vorgegebenen Reihenfolge aktiviert, sondern in einer Reihenfolge, die die Wahrscheinlichkeit, mit der der Lichtbogen sich in einem bestimmten PV-Teilgenerator befindet, mitberücksichtigt. Bevorzugt richtet sich der Löschungsversuch zuerst auf den PV-Teilgenerator, bei dem die höchste Wahrscheinlichkeit besteht, dass der Lichtbogen in diesem PV-Teilgenerator lokalisiert ist. Dann auf den PV-Teilgenerator mit der zweithöchsten Wahrscheinlichkeit usw.. Auf diese Weise wird ein Lichtbogen innerhalb kürzester Zeit sowohl gelöscht als auch lokalisiert.
In einer bevorzugten Ausgestaltung des Verfahrens werden die Wahrscheinlichkeitswerte anhand von Rauschpegeln von Wechselspannungssignalen in den PV-Teilgeneratoren bestimmt. Bevorzugt werden die Mittel zum Löschen eines Lichtbogens dabei in der Reihenfolge abnehmender Rauschpegel aktiviert. Lichtbögen emittieren ein breitbandiges Wechselspannungssignal, das auch als Rauschsignal bezeichnet wird. Aufgrund von beispielsweise kapazitiven und induktiven Kopplungen zwischen den PV-Teilgeneratoren ist dieses Wechselspannungssignal nicht auf den PV-Generator beschränkt, in dem ein Lichtbogen vorliegt. Eine unmittelbare Lokalisierung des Lichtbogens über dieses Signal ist somit nicht möglich. Die Höhe des Wechselspannungssignals, der Rauschpegel, ist jedoch mit der Wahrscheinlichkeit korreliert, dass der Lichtbogen in dem entsprechenden PV-Teilgenerator vorliegt, und kann als eine gut messbare Größe zur Festlegung der Reihenfolge des Aktivierens der Löschmittel im erfindungsgemäßen Verfahren dienen.
In einer weiteren bevorzugten Ausgestaltung des Verfahrens werden die Wahrscheinlichkeitswerte aus Änderungen von gemessenen durch die PV-Teilgeneratoren fließenden Teilströmen berechnet. Das Auftreten eines Lichtbogens ist von einer Änderung des Teilstroms, der durch den betroffenen PV-Teilgenerator fließt, begleitet. Eine Stromänderung in einem PV-Teilgenerator zieht aber aufgrund der Verschaltung der PV-Teilgeneratoren zu dem gesamten PV-Generator auch Stromänderungen in anderen PV-Teilgeneratoren nach sich. Die beobachtete Änderung eines Teilstroms führt somit nicht zur unmittelbaren Lokalisierung eines Lichtbogens. Wiederum kann die Stromänderung jedoch zur Festlegung der Reihenfolge des Aktivierens der Löschmittel im erfindungsgemäßen Verfahren dienen.
In einer weiteren bevorzugten Ausgestaltung des Verfahrens werden die Wahrscheinlichkeitswerte anhand der Rauschpegel und anhand der Änderungen der Messwerte der Teilströme bestimmt. Die unterschiedlichen Indikatoren für das Vorliegen eines Lichtbogens werden somit gemeinsam betrachtet, wodurch eine noch höhere Zuverlässigkeit für ein möglichst schnelles Lokalisieren des Lichtbogens erzielt wird.
Eine erfindungsgemäße Vorrichtung zum Lokalisieren und Löschen eines Lichtbogens in einem PV-Generator einer PV-Anlage, die mindestens zwei PV-Teilgeneratoren aufweist, umfasst jeweils einem PV-Teilgenerator zugeordnete Mittel zum Löschen eines Lichtbogens in dem jeweiligen PV-Teilgenerator und mindestens eine Einrichtung zur Lichtbogendetektion. Die Vorrichtung zeichnet sich dadurch aus, dass sie ferner je PV-Teilgenerator eine Steuereinrichtung und/oder eine zentrale Steuereinrichtung aufweist. Die Steuereinrichtung und/oder eine zentrale Steuereinrichtung ist eingerichtet zum Ermitteln eines Wahrscheinlichkeitswerts für jeden der PV-Teilgeneratoren, der mit einer Wahrscheinlichkeit korreliert ist, dass sich der Lichtbogen in dem entsprechenden PV-Teilgenerator befindet, sowie zum Ermitteln einer Reihenfolge für ein Aktivieren der Mittel zum Löschen des Lichtbogens abhängig von den ermittelten Wahrscheinlichkeitswerten, und zum sukzessiven Aktivieren der Mittel zum Löschen des Lichtbogens in der ermittelten Reihenfolge. Die Vorrichtung ist so zur Durchführung des zuvor genannten Verfahrens eingerichtet. Eine erfindungsgemäße PV-Anlage mit einem PV-Generator, der mindestens zwei PV-Teilgeneratoren umfasst, weist eine derartige Vorrichtung auf. In beiden Fällen ergeben sie unter anderem die im Zusammenhang mit dem Verfahren genannten Vorteile.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen mit Hilfe von zwei Figuren näher erläutert. Die Figuren zeigen:
1 ein Blockschaltbild einer PV-Anlage und
2 ein Flussdiagramm eines Verfahrens zum Löschen und Lokalisieren eines Lichtbogens.
1 zeigt schematisch in einem Blockschaltbild den Grundaufbau einer PV-Anlage 1, innerhalb der ein anmeldungsgemäßes Verfahren durchgeführt werden kann. Die PV-Anlage 1 weist einen PV-Generator 2 auf, der eine Anzahl n, hier beispielhaft n = 3, PV-Teilgeneratoren 2.1, 2.2 bis 2.n umfasst. Jeder der PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n kann beispielsweise aus einem String oder einer Parallelschaltung von Strings bestehen, wobei ein String eine Anordnung von mehreren reihenverschalteten PV-Modulen darstellt. Beispielhaft sind in der Figur die PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n durch das Schaltzeichen einer einzelnen Photovoltaikzelle symbolisiert.
Die PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n sind über Gleichstromleitungen 3, 4 mit einem Gleichstromeingangskreis eines Wechselrichters 5 verbunden. Ausgangsseitig ist der Wechselrichter 5 zur Einspeisung von Energie an ein Energieversorgungsnetz 6 gekoppelt.
Das Energieversorgungsnetz 6 kann ein öffentliches Versorgungsnetz oder ein privates Netz (Inselbetrieb) sein. Beispielhaft ist der Wechselrichter 5 mit drei Wechselstromausgängen für ein dreiphasiges Einspeisen in das Energieversorgungsnetz 6 ausgelegt. Es versteht sich, dass auch eine andere als die dargestellte dreiphasige Auslegung des Wechselrichters 5 und/oder des Energieversorgungsnetzes 6 möglich ist, zum Beispiel eine einphasige Auslegung. Zudem sind in 1 lediglich die im Rahmen der Anmeldung wesentlichen Teile der PV-Anlage 1 dargestellt. Weitere gleich- oder wechselstromseitig vom Wechselrichter 5 angeordnete Elemente, wie zum Beispiel weitere Trenn- oder Schaltorgane, Filter, Überwachungseinrichtungen oder Transformatoren, sind aus Gründen der Übersichtlichkeit nicht dargestellt und auch nicht Gegenstand der vorliegenden Anmeldung.
Während die PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n mit einem ihrer Anschlüsse, hier beispielhaft der Kathode, unmittelbar zusammengeschaltet mit der Gleichstromleitung 4 verbunden sind, führt ihr anderer Anschluss, hier die Anode, jeweils über getrennte Strompfade 3.1, 3.2 bis 3.n zu je einer Kontrolleinheit 10.1, 10.2 bis 10.n, über die der jeweilige entsprechende PV-Teilgenerator 2.1–2.n dann mit der gemeinsamen Gleichstromleitung 3 und dem Wechselrichter 5 verbunden ist.
Jede der Kontrolleinheiten 10.1, 10.2–10.n umfasst eine Strommessanordnung 11.1, 11.2–11.n, eine Einrichtung 12.1, 12.2–12.n zur Lichtbogendetektion und ein Schaltorgan 13.1, 13.2–13.n.
Die Strommessanordnungen 11.1–11.n dienen der Bestimmung eines jeweiligen Teilstroms I.1–I.n, der durch den entsprechenden Strompfad 3.1–3.n und damit durch den PV-Teilgenerator 2.1–2.n fließt. Sie weisen beispielsweise jeweils einen Strommesswiderstand auf, an dem im Betrieb der PV-Anlage eine Messspannung abfällt, die proportional zu dem Teilstrom I.1–I.n ist. Andere Messmethoden zur Messung der Größe des Stroms können ebenso eingesetzt werden, beispielsweise Methoden zur Strommessung mittels Hall-Sensoren.
Die Einrichtungen 12.1, 12.2–12.n zur Lichtbogendetektion, im Folgenden Lichtbogendetektoren 12.1–12.n bezeichnet, sind dazu eingerichtet, eine Wechselstromkomponente des jeweiligen Teilstroms I.1–I.n zu detektieren, die charakteristisch für das Vorliegen eines Lichtbogens ist. Dabei kann jeweils ein Wechselspannungsamplitudenwert U_AC.1–U_AC.n, der innerhalb eines für einen Lichtbogen charakteristischen Emissions-Frequenzbereichs bestimmt wird, als Messwert ausgegeben werden. Der Messwert kann dabei verstärkt und ggf. geglättet in analoger oder digitaler Form ausgegeben werden. Im Folgenden wird der Wechselspannungsamplitudenwert als Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n bezeichnet, da er üblicherweise über einen breiten Frequenzbereich ermittelt wird. Prinzipiell könnte jedoch eine Lichtbogendetektion auch bei einer einzelnen oder bei mehreren diskreten Messfrequenzen erfolgen. Je größer ein gemessener Rauschpegel U_AC.i, mit i = 1 bis n, ist, umso größer ist die Wahrscheinlichkeit, dass in dem entsprechenden PV-Teilgenerator 2.i ein Lichtbogen vorliegt. Eine eindeutige Lokalisierung ist jedoch unter Umständen aufgrund eines Übersprechens des vom Lichtbogen emittierten Signals in benachbarte PV-Teilgeneratoren nicht möglich.
Über die Schaltorgane 13.1–13.n kann der jeweilige PV-Teilgenerator 2.1–2.n vom Gleichstromeingang des Wechselrichters 5 entkoppelt werden oder mit diesem verbunden werden. Das jeweilige Schaltorgan 13.1–13.n kann ein elektromechanischer Schalter, beispielsweise ein Kontaktsatz eines Schützes oder eines Relais sein. In bevorzugter Ausführungsform weist der elektromechanische Schalter Mittel zur Unterdrückung bzw. Löschung eines Lichtbogens während des Schaltvorganges auf. Das jeweilige Schaltorgan 13.1–13.n kann auch ein Halbleiterschalter, beispielsweise ein IGBT (Insulated-Gate Bipolar Transistor) oder ein MOSFET (Metal-Oxide Semiconductor Field-Effect Transistor) sein. Gegebenenfalls werden den Halbleiterschaltern dabei Dioden zugeordnet, um Rückströme zu verhindern. Es können entgegengesetzt parallel geschaltete Transistoren oder ein mit einem Gleichrichter verschalteter Transistor eingesetzt werden, um einen bidirektional arbeitenden Halbleiterschalter zu realisieren. Auch eine Kombination eines elektromechanischen Schalters und eines Halbleiterschalters ist denkbar, wobei der Halbleiterschalter den elektromechanischen Schalter während seiner Betätigung überbrückt, um das Auftreten eines Lichtbogens am elektromechanischen Schalter zu verhindern. Der kürzeren Darstellung halber werden die Schaltorgane 13.1–13.n im Folgenden als Schalter 13.1–13.n bezeichnet.
Die Kontrolleinheiten 10.1–10.n sind über Steuerleitungen 14 mit einer zentralen Steuereinrichtung 15 verbunden. über die Steuerleitungen 14 werden zum einen innerhalb der Kontrolleinheiten 10.1–10.n erfasste Informationen an die Steuereinrichtung 15 übertragen und zum anderen Steuerbefehle von der Steuereinrichtung 15 an die Kontrolleinheiten 10.1–10.n übermittelt. Der Austausch von Informationen kann in regelmäßigen Zeitabständen quasi kontinuierlich erfolgen oder von der Steuereinrichtung 15 und/oder den Kontrolleinheiten 10.1–10.n angestoßen werden. Übertragene Informationen und Befehle betreffen die von den Strommessanordnungen 11.1–11.n und den Lichtbogendetektoren 12.1–12.n ausgegebenen Messwerte und eine Ansteuerung der Schalter 13.1–13.n.
Es kann zudem vorgesehen sein, dass innerhalb jeder der Kontrolleinheiten 10.1–10.n zusätzlich und/oder alternativ zur zentralen Steuereinrichtung 15 eine eigene Steuereinrichtung angeordnet ist, beispielsweise zur Auswertung der von der jeweiligen Strommessanordnung 11.1–11.n und/oder des jeweiligen Lichtbogendetektors 12.1–12.n ausgegebenen Messwerte und/oder zur Betätigung des jeweiligen Schalters 13.1–13.n.
Die Steuerleitungen 14 sind vorliegend als Netzwerkverbindung ausgebildet. Alternativ ist es jedoch auch denkbar, dass einzelne Steuerleitungen zwischen den Kontrolleinheiten 10.1–10.n und der Steuereinrichtung 15 ausgeführt sind.
Alternativ ist es auch denkbar, dass die Übertragung der Messwerte bzw. Signale zwischen Steuereinheit 15 und den Kontrolleinheiten 10.1–10.n kabelungebunden, beispielsweise per Funk ausgetauscht werden.
Im Folgenden wird anhand eines Flussdiagramms in 2 ein Verfahren zum schnellen Löschen und Lokalisieren eines bekannten Lichtbogens in einem PV-Generator dargestellt. Das Verfahren kann beispielsweise innerhalb der PV-Anlage der 1 durchgeführt werden. Es wird daher beispielhaft mit Bezug zur 1 unter Verwendung der Bezugszeichen aus 1 erläutert.
Es wird davon ausgegangen, dass die PV-Anlage 1 sich zu Beginn des Verfahrens in einem Normalbetriebszustand befindet, in dem alle Schalter 13.1–13.n geschlossen sind, sodass alle PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n mit dem Wechselrichter 5 verbunden sind.
In einem ersten Schritt S21 des Verfahrens werden die Lichtbogendetektoren 12.1–12.n der PV-Anlage 1 aktiviert. In einem nachfolgenden Schritt S22 wird abgefragt, ob ein Lichtbogen in einem der PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n erkannt wird. Dazu werden beispielsweise von der Steuereinrichtung 15 die von den Lichtbogendetektoren 12.1–12.n gemessenen Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n jeweils mit einem Schwellenwert verglichen. Übersteigt mindestens einer der Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n den Schwellenwert, gilt ein Lichtbogen als erkannt. Ein solcher Vergleich kann auch innerhalb der Lichtbogendetektoren 12.1–12.n erfolgen, wobei bei einem Erkennen eines Lichtbogens ein entsprechendes Signal an die Steuereinrichtung 15 ausgegeben wird. Alternativ kann auch vorgesehen sein, die Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n aufzusummieren und mit einem Schwellenwert für den Summenwert zu vergleichen. Der Schritt S22 wird so lange wiederholt, bis ein Lichtbogen detektiert ist. Wenn ein Lichtbogen detektiert ist, wird das Verfahren in einem Schritt S23 fortgesetzt.
In dem Schritt S23 werden die Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n von der Zentraleinheit 15 erfasst bzw. von den Lichtbogendetektoren an diese versendet, falls das im Schritt S22 noch nicht geschehen ist.
In einem nachfolgenden Schritt S24 werden die Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n untereinander in ihrer Größe verglichen und sortiert. Dazu wird beispielsweise eine Feldvariable der Reihenfolge R.1 bis R.n definiert, wobei in dem Feld R.1 der Index (1, 2, ..., n) des größten Rauschpegels U_AC.1–U_AC.n abgelegt wird. In dem Feld R.2 wird der Index des zweitgrößten Rauschpegels U_AC.1–U_AC.n abgelegt und so weiter, bis schließlich im Feld R.n der Index des kleinsten Rauschpegels U_AC.1–U_AC.n gespeichert ist. Weiter wird im Schritt S24 eine Zählvariable i auf den Wert Null gesetzt.
In einem nächsten Schritt S25 wird zunächst die Zählvariable i um eins inkrementiert und weist folglich im ersten Durchlauf den Wert i = 1 auf. Dann wird eine weitere Indexvariable j auf den Wert R.i gesetzt. Die Indexvariable j wird also im ersten Durchlauf auf den Index des größten Rauschpegels R.1 gesetzt. Danach wird der Schalter 13.j, also im ersten Durchlauf der Schalter, der dem PV-Teilgenerator 2.j, in dem der größte Rauschpegel R.1 gemessen wurde, geöffnet und damit dieser PV-Teilgenerator 2.j vom Wechselrichter abgekoppelt, wohingegen die restlichen PV-Teilgeneratoren nach wie vor mit dem Wechselrichter 5 verbunden bleiben.
In einem nächsten Schritt S26 wird analog zum Schritt S22 abgefragt, ob im Gleichstromkreis nach wie vor ein Lichtbogen detektiert wird. Falls kein Lichtbogen mehr erkannt wird, kann davon ausgegangen werden, dass ein zuvor bestehender und im Schritt S22 erkannter Lichtbogen durch das Abkoppeln des PV-Teilgenerators 2.j vom Gleichstromkreis gelöscht wurde. Das Verfahren verzweigt in diesem Fall zu dem Schritt S27, in dem signalisiert wird, dass ein Lichtbogen im PV-Teilgenerator 2.j erkannt wurde. Gegebenenfalls kann es sinnvoll bzw. erforderlich sein, den PV-Teilgenerator 2.j, in dem der Lichtbogen lokalisiert und gelöscht wurde, dauerhaft, zumindest jedoch für die Dauer notwendiger Reparatur- und Instandsetzungsarbeiten, galvanisch vom Wechselrichter 5 zu trennen. Unter bestimmten Rahmenbedingungen kann auch eine allpolige galvanische Trennung des betroffenen PV-Teilgenerators 2.j gefordert sein. Es kann daher notwendig sein, ggf. weitere Schalteinheiten innerhalb der Gleichstromleitungen 3.1–3.n, beispielsweise auch auf der Kathodenseite der einzelnen PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n vorzusehen. Diese sind jedoch aus Gründen der Übersichtlichkeit in 1 nicht dargestellt.
In der dargestellten Form der PV-Anlage 1 und des Verfahrens ist es möglich, einen Serienlichtbogen zu lokalisieren und in diesem Schritt S27 zu signalisieren. Ein Serienlichtbogen ist ein Lichtbogen, der in einer Serienverschaltung mit der Stromquelle, hier also seriell zu einem der PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n auftritt. Von diesem zu unterscheiden ist ein Parallellichtbogen, der sich in einer Parallelschaltung zur Stromquelle, also parallel zu einem der PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n (oder einem Teil davon), ausbildet.
Da ein Lichtbogen parallel zu einem der PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n durch das Abtrennen des entsprechenden PV-Teilgenerators 2.1–2.n durch die Schalteinheit 10.1–10.n nicht gelöscht werden würde, kann ein solcher Parallellichtbogen von der dargestellten Anordnung nicht lokalisiert werden. Bei Verwendung von Schalteinheiten, die so angeordnet sind, dass sie die PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n selektiv kurzschließen können, kann das hier beschriebene Verfahren jedoch auch zur Lokalisierung von Parallellichtbögen eingesetzt werden. Entsprechende Schalteinheiten 16.1–16.n sind beispielsweise Halbleiterschalter, die über weitere Steuerleitungen 17 individuell und voneinander unabhängig von der Steuereinrichtung 15 geschaltet werden können. Gegebenenfalls werden den Halbleiterschaltern dabei Dioden zugeordnet, um Rückströme zu verhindern. Es ist auch denkbar, dass den Halbleiterschaltern jeweils ein elektromechanischer Schalter (nicht dargestellt) parallel geschaltet ist, der im Falle eines Ansteuerns eines Halbleiterschalters ebenfalls etwas zeitverzögert zu diesem Halbleiterschalter schließt. Hierdurch lässt sich eine Verlustleistung, die ansonsten über einem geschlossenen Halbleiterschalter abfallen würde, und damit die thermische Belastung des Halbleiterschalters signifikant reduzieren. Diese Variante ist insbesondere für einen längerfristigen Kurzschluss eines Teilgenerators 2.1–2.n vorteilhaft. Der übersichtlichen Darstellung halber ist in der 1 beispielhaft nur eine dieser Schalteinheiten, die Schalteinheit 16.1, im Zusammenhang mit dem PV-Teilgenerator 2.1 eingezeichnet. Hierbei sind die separaten Steuerleitungen 17 nur beispielhaft eingezeichnet. Alternativ ist eine Ansteuerung der Schalteinheiten 16.1–16.n auch mit Hilfe einer Signalübertragung auf schon vorhandenen Leitungen (PLC – Power Line Communication) oder mit Hilfe einer leitungsungebundenen Signalübertragung (Funktechnik) denkbar.
Um beide Lichtbogenarten (Serienlichtbögen und Parallellichtbögen) in dem Verfahren lokalisieren und löschen zu können, kann optional zwischen den Schritten S25 und S26 ein weiterer Schritt durchgeführt werden. In diesem wird die Schalteinheit 16.j – also im ersten Durchlauf die Schalteinheit, die dem PV-Teilgenerator 2.j, in dem der größte Rauschpegel R.1 gemessen wurde, parallel geschaltet ist – geschlossen. Die restlichen Schalteinheiten 16.1–16.n (ohne 16.j) bleiben nach wie vor geöffnet. Damit wird der PV-Teilgenerator 2.j, der im Schritt S25 bereits selektiv vom Wechselrichter 5 abgekoppelt wurde, nun auch selektiv kurzgeschlossen, wohingegen die restlichen PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n (ohne 2.j) weiterhin mit dem Wechselrichter 5 verbunden und spannungsführend sind. Somit wird nun auch ein in dem PV-Teilgenerator 2.j gegebenenfalls vorhandener Parallellichtbogen gelöscht.
Wenn in dem Schritt S26 nach wie vor ein Lichtbogen detektiert wird, wird das Verfahren mit einem Schritt S28 fortgesetzt, in dem der Schalter 13.j wieder geschlossen wird. Gegebenenfalls wird nun auch die eventuell zuvor geschlossene Schalteinheit 16.j wieder geöffnet. Der entsprechende PV-Teilgenerator 2.j ist somit wieder spannungsführend und wird wieder mit dem Wechselrichter 5 verbunden.
In einem nachfolgenden Schritt S29 wird abgefragt, ob die Zählervariable i bereits den Wert n der Anzahl der vorhandenen PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n erreicht hat. Falls die Zählervariable i den Wert der Anzahl n noch nicht erreicht hat, verzweigt das Verfahren zurück zum Schritt S25. In dem Schritt S25 wird die Zählervariable zunächst inkrementiert, also beispielsweise auf den Wert i = 2 und j = R.2 gesetzt. Danach werden der restliche Teil des Schrittes S25 und die Schritte S26 und ggf. S27 oder S28, S29 mit Blick auf den PV-Teilgenerator 2.j, der den zweithöchsten Rauschpegel U_AC.j bei der Lichtbogendetektion aufweist, wiederholt.
Der Rauschpegel bzw. der verstärkte und ggf. geglättet Messwert des Rauschpegels gibt die Wahrscheinlichkeit an, mit der der beobachtete Lichtbogen in dem entsprechenden PV-Teilgenerator vorliegt. Bei dem angegebenen Verfahren erfolgt ein Lokalisieren des Lichtbogens durch einen Löschungsversuch in der Reihenfolge abnehmender Rauschpegel, also in der Reihenfolge abnehmender Wahrscheinlichkeit für das Vorliegen des Lichtbogens. Auf diese Weise wird ein Lichtbogen mit hoher Wahrscheinlichkeit in einem der ersten Durchläufe der Schritte S25 bis S29 lokalisiert und damit möglichst schnell gelöscht.
Falls in dem Schritt S29 festgestellt wird, dass die Zählervariable i bereits den Wert der Anzahl n erreicht hat, wird das Verfahren mit einem Schritt S30 fortgeführt.
Das Verfahren kann diesen Schritt S30 nur dann erreichen, wenn der Lichtbogen in keinem der PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n gelöscht und damit lokalisiert werden konnte. Hierfür können mehrere Gründe vorliegen. Beispielsweise kann fälschlicherweise ein Störsignal als Lichtbogen angesehen worden sein. Ein solches Störsignal kann beispielsweise durch einen externen Störsender in die PV-Anlage 1 eingekoppelt worden sein. Es kann nun vorgesehen sein, in dem Schritt S30 Parameter der Lichtbogendetektion durch die Lichtbogendetektoren 12.1–12.n zur Lichtbogendetektion abzuwandeln, um unempfindlich gegenüber dem Störsignal zu werden. Beispielsweise kann vorgesehen sein, den Frequenzbereich, in dem die Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n ermittelt werden, zu verschieben oder zu verkleinern. Das Verfahren wird danach in dem Schritt S21 mit den neu bestimmten Parametern für die Lichtbogendetektion von neuem fortgesetzt. In einer alternativen Ausgestaltung des Verfahrens ist auch denkbar, dass in dem Schritt S30 eine Abschaltung der PV-Anlage 1 erfolgt, ggf. bei gleichzeitigem Kurzschließen des Gleichstromeingangs des Wechselrichters 5 zum Löschen eines evtl. Parallellichtbogens.
In einer alternativen Ausgestaltung der PV-Anlage 1 der 1 und auch des Verfahrens gemäß 2 erfolgt eine Auswertung der Messwerte der Strommessanordnung 11.1–11.n und der Lichtbogendetektoren 12.1–12.n nicht innerhalb der zentralen Steuereinrichtung 15, sondern dezentral in einzelnen Steuereinrichtungen, die in den Kontrolleinheiten 10.1–10.n vorgesehen sind. Durch einen Austausch der gemessenen Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n kann die Reihenfolge R.1–R.n auch festgelegt werden, ohne dass eine Tabelle in der zentralen Steuereinrichtung 15 geführt wird. Abhängig von der ermittelten Reihenfolge koordinieren sich die Kontrolleinheiten 10.1–10.n bezüglich des Abschaltens entsprechender PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n in der ermittelten Reihenfolge untereinander, bis ein Lichtbogen in einem der PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n lokalisiert ist oder alle Schalter 13.1–13.n sukzessive betätigt wurden. Es ist auch denkbar, dass eine Ansteuerung der Schalter 13.1–13.n wie auch der weiteren Schalteinheiten 16.1–16.n innerhalb der bzw. durch die Kontrolleinheiten 10.1–10.n erfolgt. In diesem Fall kann das Verfahren ggf. auch ohne eine zentrale Steuereinheit 15 durchgeführt werden, da die Kontrolleinheiten 10.1–10.n die gemessenen Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n, wie auch die hieraus abgeleitete Reihenfolge R.1–R.n untereinander kommunizieren können. In einer alternativen Ausgestaltung des Verfahrens können in den Schritten S23 und S24 alternativ und/oder zusätzlich zu den Rauschpegeln U_AC.1–U_AC.n zum Festlegen der Reihenfolge R.1–R.n weitere Wahrscheinlichkeits-Indikatoren für das Vorliegen eines Lichtbogens in einem der PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n herangezogen werden.
Das Auftreten eines Lichtbogens in einem der PV-Teilgeneratoren 2.i (mit i = 1 ... n) ist üblicherweise von einer damit korrelierten Änderung des Teilstroms I.i durch den entsprechenden PV-Teilgenerator 2.i begleitet. Bei der Änderung kann es sich sowohl um ein Absinken (im Allgemeinen charakteristisch für Serienlichtbögen), wie auch um einen Anstieg des Teilstroms I.i (im Allgemeinen charakteristisch für Parallellichtbögen) handeln. Wesentlich ist hier insbesondere eine zeitliche Korrelation der Änderung der Teilströme I.i mit dem Auftreten oder Verschwinden eines lichtbogencharakteristischen breitbandigen Rauschens. Diese zeitliche Korrelation kann insbesondere auch zur Plausibilisierung innerhalb der Lichtbogendetektion genutzt werden. Ist beispielsweise eine zeitliche Korrelation zwischen der Änderung zumindest eines Teilstromes I.1–I.n und der Änderung (Auftreten oder Verschwinden) zumindest eines detektierten Rauschpegels U_AC.1–U_AC.n vorhanden, so ist der Rauschpegel mit hoher Wahrscheinlichkeit auf einen Lichtbogen zurückzuführen. Ist hingegen keine zeitliche Korrelation der Änderungen zumindest eines Teilstromes I.1–I.n und eines Rauschpegels U_AC.1–U_AC.n vorhanden, so ist es wahrscheinlich, dass der zumindest eine Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n durch einen äußere Störung erzeugt wurde und insbesondere nicht auf einen Lichtbogen zurückzuführen ist. Sofern eine zeitliche Korrelation der Änderungen der Rauschpegel U_AC.1–U_AC.n und der Teilströme vorliegt, lässt sich über die Änderungsamplituden der einzelnen Teilströme I.1–I.n eine weitere Wahrscheinlichkeit ermitteln, die die Lokalisierung eines Lichtbogens in den einzelnen PV-Teilgeneratoren 2.1–2.n widerspiegelt,
Innerhalb des Verfahrens gemäß 2 kann die Änderung der Teilströme I.1–I.n beispielsweise folgendermaßen berücksichtigt werden. Nachdem in dem Schritt S22 ein Lichtbogen von einem der Lichtbogendetektoren 12.1–12.n erkannt wurde, kann danach überprüft werden, ob zeitlich korreliert damit einer der Teilströme I.1–I.n abgesunken ist. Diese Information kann in die Festlegung der Reihenfolge R.1–R.n einfließen. Dabei kann eine Gewichtung vorgenommen werden, gemäß welcher die Indikatoren Rauschpegel und Stromänderung der Teilströme I.1–I.n zur Festlegung der Reihenfolge R.1–R.n gewertet werden. Da von den Lichtbogendetektoren 12.1–12.n ein Lichtbogen erst nach einer gewissen Verzögerungszeit erkannt werden kann, ist in einer vorteilhaften Ausgestaltung vorgesehen, Messwerte der Teilströme I.1–I.n für einen zurück liegenden Zeitraum, dessen Länge mindestens der Zeitdauer der Lichtbogendetektion entspricht, vorzuhalten. Dieses kann beispielsweise durch das Einschreiben der Messwerte der Teilströme I.1–I.n in Ringspeicher erfolgen. Diese können jeweils innerhalb der Kontrolleinheiten 10.1–10.n oder innerhalb der Steuereinrichtung 15 angeordnet sein.
Sofern die Schalteinheiten 13.1–13.n aus einer Parallelschaltung eines elektromechanischen Schalters und eines Halbleiterschalters bestehen, lässt sich die Dauer zur Entdeckung eines Lichtbogens unter Ausnutzung einer speziellen geschwindigkeitsoptimierten Schaltsequenz weiter reduzieren. Hierbei werden die Schalter 13.1–13.n in der Form betätigt, dass ein zeitaufwendiges Schalten der elektromechanischen Schalter weitestgehend reduziert und möglichst auf Schalthandlungen der parallel geschalteten Halbleiterschalter verlagert wird. Beispielsweise werden dazu zunächst die Halbleiterschalter, die einem geschlossenen elektromechanischen Schalter zugeordnet sind, geschlossen. Der Schaltzustand der elektromechanischen Schalter wird somit auf die zugeordneten Halbleiterschalter übertragen. Danach werden die betreffenden elektromechanischen Schalter geöffnet, wobei dieses Öffnen aufgrund der Überbrückung der Schaltkontakte durch die parallel angeordneten und geschlossenen Halbleiterschalter ohne einen Schaltlichtbogen zwischen den Kontakten erfolgt. Anschließend können dann die Halbleiterschalter zur Lokalisierung des zuvor erkannten Lichtbogens schnell aufeinanderfolgend geöffnet werden, wobei die Reihenfolge gemäß dem oben beschriebenen anmeldungsgemäßen Verfahren anhand der Wahrscheinlichkeit, mit der der Lichtbogen in dem entsprechenden PV-Teilgenerator vorliegt, festgelegt wird.
Bezugszeichenliste

1: PV-Anlage
2: PV-Generator
2.1–2.n: PV-Teilgenerator
3, 4: Gleichstromleitung
3.1–3.n: Strompfad
5: Wechselrichter
6: Energieversorgungsnetz
10.1–10.n: Kontrolleinheit
11.1–11.n: Strommessanordnung
12.1–12.n: Einrichtung zur Lichtbogendetektion (Lichtbogendetektor)
13.1–13.n: Schaltorgan (Schalter)
14: Steuerleitung
15: Steuereinrichtung
16.1–16.n: Schalteinheit
17: Steuerleitung
I.1–I.n: Teilstrom
S21–S30: Verfahrensschritte

Claims

Verfahren zum Lokalisieren und Löschen eines Lichtbogens in einem Photovoltaik(PV)-Generator (2) einer PV-Anlage (1), der mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (2.1–2.n) aufweist, wobei jedem PV-Teilgenerator (2.1–2.n) jeweils ein Mittel zum Löschen eines Lichtbogens in dem jeweiligen PV-Teilgenerator (2.1–2.n) zugeordnet ist, mit den folgenden Schritten: – Detektieren eines Lichtbogens in dem PV-Generator (2); – Ermitteln eines Wahrscheinlichkeitswerts für jeden der PV-Teilgeneratoren (2.1–2.n), der mit einer Wahrscheinlichkeit korreliert ist, dass sich der Lichtbogen in dem entsprechenden PV-Teilgenerator (2.1–2.n) befindet; – Ermitteln einer Reihenfolge (R.1–R.n) für ein Aktivieren der Mittel zum Löschen des Lichtbogens abhängig von den ermittelten Wahrscheinlichkeitswerten, und – Sukzessives Aktivieren der Mittel zum Löschen des Lichtbogens in der ermittelten Reihenfolge (R.1–R.n).
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Wahrscheinlichkeitswerte anhand von Rauschpegeln (U_AC.1–U_AC.n) von Wechselspannungssignalen in den PV-Teilgeneratoren (2.1–2.n) bestimmt werden.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem die Mittel zum Löschen eines Lichtbogens in der Reihenfolge (R.1–R.n) abnehmender Rauschpegel (U_AC.1–U_AC.n) aktiviert werden.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, bei dem die Wahrscheinlichkeitswerte aus Änderungen von gemessenen, durch die PV-Teilgeneratoren (2.1–2.n) fließenden Teilströmen (I.1–I.n) berechnet werden.
Verfahren nach Anspruch 4, bei dem Messwerte der Teilströme (I.1–I.n) fortlaufend gespeichert werden und bei dem die Wahrscheinlichkeitswerte anhand von Messwerten bestimmt werden, die während des Auftretens des Lichtbogens gemessen wurden.
Verfahren nach Anspruch 2 oder 3 in Verbindung mit Anspruch 4 oder 5, bei dem die Wahrscheinlichkeitswerte anhand der Rauschpegel (U_AC.1–U_AC.n) und anhand der Änderungen der Messwerte der Teilströme (I.1–I.n) bestimmt werden.
Verfahren nach Anspruch 6, bei dem überprüft wird, ob die Änderung der Teilströme (I.1–I.n) zeitlich mit einer Änderung der Rauschpegel (U_AC.1–U_AC.n) korreliert und abhängig von diesem Ergebnis eine Plausibilisierung der Lichtbogenwahrscheinlichkeit in dem PV-Teilgenerator (2.1–2.n) durchgeführt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei dem beim Aktivieren des Mittels zum Löschen des Lichtbogens ein Teilstrom (I.1–I.n) durch den entsprechenden PV-Teilgenerator (2.1–2.n) unterbrochen wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei dem beim Aktivieren des Mittels zum Löschen des Lichtbogens der entsprechende PV-Teilgenerator (2.1–2.n) kurzgeschlossen wird.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei zur Unterbrechung des Teilstromes (I.1–I.n) durch den entsprechenden PV-Teilgenerator (2.1–2.n) jeweils ein Schaltorgan (13.1–13.n) mit jeweils einem elektromechanischen Schalter und einem parallel dazu angeordneten Halbleiterschalter vorhanden ist, und wobei die Unterbrechung des Teilstromes (I.1–I.n) durch den entsprechenden PV-Teilgenerator (2.1–2.n) durch ein Schalten des jeweiligen Halbleiterschalters des Schaltorgans (13.1–13.n) erfolgt, nachdem zunächst sämtliche elektromechanische Schalter der Schaltorgane (13.1–13.n) geöffnet wurden.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, bei dem ein Lichtbogen dann als lokalisiert in einem PV-Teilgenerator (2.1–2.n) signalisiert wird, wenn nach Aktivieren des diesem Teilgenerator (2.1–2.n) zugeordneten Mittels zum Löschen des Lichtbogens kein Lichtbogen mehr im PV-Generator (2) detektiert wird.
Vorrichtung zum Lokalisieren und Löschen eines Lichtbogens in einem Photovoltaik(PV)-Generator (2) einer PV-Anlage (1), der mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (2.1–2.n) aufweist, aufweisend jeweils einem PV-Teilgenerator (2.1–2.n) zugeordnete Mittel zum Löschen eines Lichtbogens in dem jeweiligen PV-Teilgenerator (2.1–2.n) und mindestens eine Einrichtung (12.1–12.n) zur Lichtbogendetektion, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung ferner je PV-Teilgenerator (2.1–2.n) eine Steuereinrichtung und/oder eine zentrale Steuereinrichtung (15) aufweist, die eingerichtet ist – zum Ermitteln eines Wahrscheinlichkeitswerts für jeden der PV-Teilgeneratoren (2.1–2.n), der mit einer Wahrscheinlichkeit korreliert ist, dass sich der Lichtbogen in dem entsprechenden PV-Teilgenerator (2.1–2.n) befindet; – zum Ermitteln einer Reihenfolge (R.1–R.n) für ein Aktivieren der Mittel zum Löschen des Lichtbogens abhängig von den ermittelten Wahrscheinlichkeitswerten, und – zum sukzessiven Aktivieren der Mittel zum Löschen des Lichtbogens in der ermittelten Reihenfolge (R.1–R.n).
PV-Anlage (1) mit einem PV-Generator (2), der mindestens zwei PV-Teilgeneratoren (2.1–2.n) umfasst, dadurch gekennzeichnet, dass die PV-Anlage (1) eine Vorrichtung gemäß Anspruch 12 aufweist.