WO2003071655A1 - Verfahren zum überwachen von dezentralen energieerzeugungsanlagen - Google Patents

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WO2003071655A1
WO2003071655A1 PCT/EP2003/001828 EP0301828W WO03071655A1 WO 2003071655 A1 WO2003071655 A1 WO 2003071655A1 EP 0301828 W EP0301828 W EP 0301828W WO 03071655 A1 WO03071655 A1 WO 03071655A1
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local network
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Kolm Hendrik
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Retec Regenerative Energie Technik
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    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the invention relates to a method for monitoring decentralized energy generation plants according to the preamble of the claim. Such a method is generally known.
  • a fuel cell delivers an electrical output of 4 kW el . and a downstream inverter feeds into the low-voltage grid of the power supply company in parallel operation. At the same time, an ohmic load (heater) of 4 kW is connected to the supply area.
  • the impedance measurement has also been carried out. As shown in Fig. 2, this is an active method.
  • the measuring device influences the network sizes and derives the network impedance from them.
  • One possibility is the following:
  • the measuring device In the area of the zero crossing of the AC mains voltage, the measuring device outputs a constant current value as a pulse to the network.
  • the zero crossing now shifts in time until the network in turn compensates for this current to zero by building up the voltage of reversed polarity. This time shift is a measure of the network impedance and can be calculated.
  • VDE 0126 The draft standard of VDE 0126 provides this method as the most reliable way of preventing unwanted island operation, both in single-phase systems and in three-phase systems.
  • the network impedance limits are defined as follows:
  • Impedance jumps of> 0.5 ⁇ lead to a shutdown within 5 s.
  • the network impedances of 1.75 ⁇ during operation cannot always be achieved in reality. Particularly in rural supply areas with larger distances from the entry point from the local network low-energy electricity transformer, significantly larger values can be expected.
  • significantly higher line impedances did not lead to any noteworthy faults or other problems, which is why operators of feed-in systems now set up react with lack of understanding, if only for the 1 kWp photovoltaic system I don't understand why this impedance value is fixed regardless of the power of the power generation system, since the line losses increase with increasing feed-in power.
  • the value of 1.75 ⁇ can be in a supply area already represent a limit value.
  • inverters are operated on one supply area according to the principle of impedance measurement (as provided in the draft standard of VDE 0126), these devices can influence each other. Since the impedance measurement is carried out by applying a current pulse from the measuring device to the inverter, all inverters would have to be synchronized with each other, because if e.g. If two inverters switch their current pulse to the grid simultaneously, the measured grid impedance is doubled. Synchronizing different brands of inverters is particularly problematic because their manufacturers have their Software protocols should be disclosed.
  • the object of the invention is a method for monitoring decentralized ones
  • FIG. 3 A block diagram of a local network with three decentralized power generation plants and a local network transformer, which connects the local network with a high-voltage power supply network;
  • Fig. 4 is a block diagram of a measuring transmitter arranged at the low voltage input of the local network transformer
  • Fig. 5 is a block diagram of a measuring receiver arranged on the load side of each power generation system.
  • a measuring device 1 is arranged in the building of the local network low-voltage transformer 3, which performs the following main function:
  • measuring receiver 5 on the power generation systems, which is coupled to the allpoügen switch as a separating element (relay, contactor) 7 and performs the following tasks: a) Measuring the linked 3 voltages of the phase conductors of the three-phase network R, S, T (low voltage) 9 b ) Measuring the frequency 10 c) Receiving and decoding the digital 8 measurement signals from the transmitter in the transformer house (13, 12, 11) d) Switching off the power generation system if measurement signals 8 are not received by the measurement transmitter 1 or the self-measured values for voltage and frequency except Tolerance is 14
  • the principle of the network monitoring described above is based on a passive method, except for the modulation of the network voltage for the purpose of data transmission.
  • the measuring transmitter 1 in the transformer house measures the three external conductor voltages in the local network and the frequency directly on the secondary winding of the three-phase transformer 3. After analog / digital conversion 11, the measured values are digitally transmitted to the measuring receivers 5 in the local network area 8.
  • the frequency band for the data transmission is in the range from 95 kHz to 150 kHz. This is internationally approved for data transmission for free use and is currently used to operate home automation devices.
  • the operation of devices on the low-voltage network for the purpose of data transmission is regulated in the harmonized standard EN 500 65 - 1 CENELEC, so that reference is made to this. This data 8 can be received and detected at all points in the local network.
  • the transformer 3 acts as a bandstop, which is why the data flow in this direction is interrupted.
  • the low-voltage network thus forms a communication network that is open to every user for as long as EN 500 65 - 1 CENELEC is complied with.
  • the measuring receivers 5 measure the voltages of the outer conductors 9 and the frequency 10 directly on the power generation system (photo voltaic inverter, hydropower plant, combined heat and power plant, etc.); In addition, they receive the data 8 sent at cyclic intervals from the measuring transmitter 1 in the transformer house.
  • the measuring receiver 5 acts on the switching element (relay, contactor) 7, which couples the energy generation system to the network.
  • Criteria 1) and 2) correspond to the three-phase voltage monitoring as required by the task.
  • Criterion 3 occurs when either the measuring transmitter 1 is defective, the local network switch disconnector 2 has been opened, for example for maintenance work by the utility company, in the event of a line break, for example due to earthworks, or if there is no medium voltage on the primary side of the local network transformer 4, with the result that whereby the power supply of the measuring transmitter 1 is interrupted. This makes the entire system intrinsically safe. Functional tests can be omitted.
  • Criterion 4 makes it possible to indirectly monitor the line impedance or line losses as a function of the power of the power generation system and to trigger appropriate switching operations. For this purpose, the actual value of the current fed in per phase is made available to the measuring receiver 5.
  • the power generation system knows your fed-in current Ie at all times, furthermore it knows its measured voltage at the feed-in node, as well as the voltage at the transformer, which is transmitted by the measuring transmitter. According to the calculation basis.
  • This variant takes into account the fact that large feed-in capacities require lower line impedances than smaller ones.
  • measuring transmitter 1 transmitter house
  • measuring receiver 5 with which the main function, the avoidance of undesired island operation, can be safely accomplished. It is also conceivable to equip the measuring transmitter 1 with a radio clock and the Real-time signals also to be sent to the measurement receiver 5, as a result of which network events can be logged in real time.
  • the 3 phases of the secondary winding of the three-phase transformer 3 RS and T and the neutral conductor are fed to the measuring transmitter 1.
  • the measuring transmitter 1 draws its supply voltage from the phases via its internal power supply 13.
  • the power supply unit 13 is equipped with phase couplers, so that the data 8 to be transmitted are transmitted on all 3 phases at the same time as the N as reference potential.
  • the BG 9 prepares the amplitude of the 3 outer conductor voltages for the microprocessor 11, so that after its A / D conversion, the network amplitude of the 3 phases is available in digital form.
  • the frequency monitor 10 prepares the zero crossings of the mains voltage so that they can be converted into a digital measurement signal by the microprocessor 11.
  • the microprocessor 11 cyclically sends a data frame in bit-serial fashion via its T x D line to the powerline modem 12, which, depending on the mode of operation, generates a frequency- or amplitude-modulated signal and modulates it to the mains voltage.
  • This procedure is internationally approved and is bindingly regulated in EN 500 65 - 1 CENELEC. If the software-defined limits for the voltage amplitude (0.85 Unenn ⁇ U ⁇ 1.1 Une ⁇ n) or for the frequency (49.8 Hz ⁇ f ⁇ 50.2 Hz in Europe) are not met, the microprocessor 11 interrupts the data stream 8.
  • the data stream 8 is also interrupted when the power supply 13 of the Measuring transmitter 1 is not guaranteed or because of a defect.
  • the load disconnector 2 in the transformer house is opened for the purpose of maintenance work or if there is a line break between it and a measuring receiver 5, the measuring transmitter 1 continues to send valid data, but it does not arrive at the measuring receiver 5, which is detected as an error by the latter. whereupon this separates the power generation system from the network via the coupling 7. This procedure is intrinsically safe and does not require any additional retests.
  • the modules 9-13 are functionally identical to those of the measuring transmitter 1 in Fig. 4.
  • the measuring receiver 5 has a power amplifier 15 in order to control the coupling element (relay or contactor) with which the energy generation system (generator) is separated from the mains becomes.
  • the module 14 for current measurement is optional in receivers that are not part of an inverter.
  • the phase currents are measured in the inverter, but for external devices, an impedance calculation can be carried out by calculating the current phase currents.
  • the basic function of the ENS is the height the phase currents are not relevant, however, this impedance calculation is implemented in inverters integrated in the inverters, since no additional hardware expenditure is required for the current measurement.

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Abstract

Lokale Energieerzeugungsanlagen, speisen in vermehrtem Masse parallel über ein Ortsnetz und einen Niederspannungs-Ortsnetztransformator (3) in ein Hochspannungs-Energieversorgungsnetz (4) ein. Dabei weist jede Energieerzeugungsanlage auf ihrer Lastseite jeweils einen Lasttrennschalter (2) auf, mittels welchem die jeweilige Energieversorgungsanlage von dem Ortsnetz abgetrennt werden kann. Zur Überwachung der lokalen Energieerzeugungsanlagen auf Überlastzustände oder Netzstörungen wird vorgeschlagen, dass auf der 3-phasigen Niederspannungsseite des Ortsnetztransformators (3) die Amplituden und die Frequenz der verketteten Niederspannungen gemessen werden. Die ermittelten Messwerte für die Amplituden und die Frequenz der Niederspannungen werden in Form von digital codierten Datensignalen (8) über das Ortsnetz an alle Energieerzeugungsanlagen übertragen. Auf der Lastseite jeder Energieerzeugungsanlage wird die Amplitude und die Frequenz der 3-phasigen Ausgangsspannung gemessen. Von jeder Energieerzeugungsanlage werden die über das Ortsnetz übertragenen Datensignale (8) empfangen und zusammen mit den eigenen Messwerten für Amplitude und Frequenz dahingehend ausgewertet, dass der Lasttrennschalter (7) der betreffenden Energieerzeugungsanlage geöffnet wird, falls kein Datensignal (8) empfangen wird oder die eigenen Messwerte ausserhalb eines vorgegebenen Toleranzbereiches liegen.

Description

VERFAHREN ZUM ÜBERWACHEN VON DEZENTRALEN ENERGIEERZEUGUNGSANLAGEN
B E S C H R E I B U N G
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Überwachen von dezentralen Energieerzeugungsanlagen gemäß dem Oberbegriff des Patentanspruchs. Ein derartiges Verfahren ist allgemein bekannt.
Bei dezentralen Enerieerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz von Energieversorgungsunternehmen (EVU's) muss zur Aufrechterhaltung der Sicherheit der ungewollte Inselbetrieb zuverlässig verhindert werden. In der Vergangenheit verlangten die EVU's hierfür eine für sie jederzeit zugängige Freischaltstelle, durch die bei Wartungsarbeiten oder Störungen der Schaltberechtigte die Einspeiseanlage vom Netz trennen konnte.
Mit zunehmender Anzahl von dezentralen Energieerzeugungsanlagen, insbesondere auch Blockheizkraftwerken (BHKW) und Photovoltaikanlagen wird diese Freischaltstelle jedoch unrentabel. Stelle man sich vor, jedes Einfamilienhaus hätte eine Eigenerzeugungsanlage installiert, so wäre der Deshalb verlangte der VDEW (Verband Deutscher Elektrizitäts Werke) nach automatischen Lösungen. Dafür wurde zunächst die Methode der dreiphasigen Netzüberwachung angewandt. Wie an Hand von Abb. 1 veranschaulicht, handelt es sich hierbei um eine rein passive Methode, da die Netzgrößen vom Messgerät nicht beeinflusst werden. Es wird die Amplitude der verketteten Spannung der 3 Aussenleiter, sowie die Frequenz überwacht. Bei Spannungsabweichungen außerhalb des Toleranzbereiches 0,85 Unam < U < 1,10 Uneπ,, und Frequenzabweichungen von +/- 0,2 Hz vom Sollwert (50 Hz in Europa) muss sich die Energieerzeugungsanlage innerhalb von 0,2 s vom Netz trennen. Diese Methode ist recht einfach zu realisieren und für jede Art von Energieerzeugungsanlagen (beispielsweise Synchron oder Asynchrongerneratoren oder Photovoltaic-Wechselrichter,) geeignet. Sie hat jedoch einen entscheidenden Mangel. Bildet sich zwischen der Summe der erzeugten Leistung und der durch lokale Lasten abgenommenen Leistung ein Gleichgewicht, führt das nach Freischaltung des Ortsnetzes nicht zur Änderung der zu überwachenden Parameter Spannung und Frequenz, wodurch die Anlage demgemäss nicht abschaltet und sich ein - unter allen Umständen zu vermeidender - ungewollter Inselbetrieb bildet, der eine erhebliche gesundheitliche Gefahr darstellt. Beispielsweise liefert eine Brennstoffzelle eine elektrische Leistung von 4 kW el. und ein nachgeschalteter Wechselrichter speist im Netzparallelbetrieb ins Niederspannungsnetz des EVU. Gleichzeitig ist am Versorgungsbereich eine ohmsche Last (Heizgerät) von 4 kW angeschlossen. Wird nun für Wartungsarbeiten der Ortsnetz-Lasttrennschalter geöffnet, nimmt der Verbraucher die erzeugte Leistung vom Wechselrichter auf, durch das Leistungsgleichgewicht existiert für den Wechselrichter kein Abschaltkriterium, so dass auch nach freigeschaltetem Ortsnetz Spannung ansteht, sogenannter ungewollter Inselbetrieb. Noch ein weiterer Nachteil existiert: Diese Methode ist nicht eigensicher, d.h. ist die Netzüberwachung defekt, wird die Energieerzeugungsanlage nicht abgeschalten, weshalb für die Funktion Wiederholungsprüfungen erforderlich sind.
Um diese Nachteile zu vermeiden, hat man zusätzlich die Impedanzmessung emgeführt. Wie hierzu an Hand von Abb. 2 veranschaulicht ist, handelt es sich hierbei um eine aktive Methode. Das Messgerät beeinflusst die Netzgrößen und leitet daraus die Netzimpedanz ab. Eine Möglichkeit ist folgende:
Im Bereich des Nulldurchgangs der Netzwechselspannung gibt das Messgerät einen konstanten Stromwert als Impuls auf das Netz. Der Nulldurchgang verschiebt sich nun zeitlich soweit, bis das Netz seinerseits durch Aufbau der Spannung umgekehrter Polarität diesen Strom zu Null kompensiert. Diese zeitliche Verschiebung ist ein Maß für die Netzimpedanz und lässt sich berechnen.
Der Normentwurf der VDE 0126 sieht diese Methode als zuverlässigste Möglichkeit der Verhinderung des ungewollten Inselbetriebes vor, sowohl bei einphasigen Anlagen, als auch bei dreiphasigen. Die Grenzwerte der Netzimpedanz sind folgendermaßen definiert:
ZNetz < 1 ,25 Ω vor Netzaufschaltung über 20 s stabil
ZNetz < 1,75 Ω während des Einspeisebetriebes
Impedanzsprünge von > 0,5 Ω führen innerhalb von 5 s zur Abschaltung.
Diese Methode hat gegenüber der dreiphasigen Spannungs- und Frequenzüberwachung den Vorteil, dass sie ungewollten Inselbetrieb sicher verhindert und eigensicher ist, deshalb sind Wiederholungsprüfungen nicht erforderlich. Dennoch ergeben sich die folgenden Probleme:
. Da diese Methode eine aktive ist, steht das im Widerspruch zur Forderung der EVU's, nach Möglichkeit 100%-igen smusförmigen Strom ins Netz zu speisen. Mit heute verfügbarer Wechselrichtertechnik ist dies auch völlig unproblematisch erreichbar. Um so überkommener erscheint es, nur zum Zwecke der Netzüberwachung den Sinus zu verzerren. Aus diesem Grund ist diese Methode beispielsweise in den USA und Großbritannien nicht zugelassen. Energieerzeugungsanlagen, die keinen Wechselrichter benötigen, wie z.Bsp. Blockheizkraftwerke mit Synchrongeneratoren oder kleine Wasserkraftwerke, müssten eigens zur Netzimpedanzmessung recht aufwendig mit einem Messgerät ausgerüstet werden, das in der Lage ist, diese Impedanzmessung zu realisieren.
Die Netzimpedanzen von 1,75 Ω während des Betriebes sind in der Realität nicht immer zu erreichen. Insbesondere in ländlichen Versorgungsgebieten mit größeren Entfernungen des Einspeisepunktes vom Ortsnetz-Niedersparmungsstromformator ist mit bedeutend größeren Werten zu rechnen. Bei Leistungsbezug (also nicht bei Lieferung von Energie an's EVU, sondern bei Abnahme vom EVU haben wesentlich größere Leitungsimpedanzen zu keinen nennenswerten Störungen oder anderen Problemen geführt, weshalb Betreiber von nun errichteten Einspeiseanlagen mit Unverständnis reagieren, wenn eigens für die 1 kWp-Photovoltaic-Anlage über 3 km eine neue Versorgungsleitung gelegt werden soll. Für mich ist auch nicht verständlich, warum dieser Impedanzwert unabhängig von der Leistung der Energieerzeugungsanlage festliegt, steigen die Leitungs Verluste doch mit Zunahme der Einspeiseleistung. Anderseits kann in einem Versorgungsbereich der Wert von 1,75 Ω durchaus schon einen Grenzwert darstellen. Aus meiner Sicht ist zu befürchten, dass es während des Dauerbetriebes zu ungewollten Fehlabschaltungen wegen zu hoher Netzimpedanz kommt. Ein unlängst geführtes Gespräch mit dem regionalen Energieversorger TEAG bestätigt diese Vermutung. Es ist nicht nachvollziehbar, wenn ein Betreiber einer 800 Wp- Photovoltaic-Anlage mit Schadensersatzansprüchen wegen entgangener Einspeisevergütung droht, weil sich sein Wechselrichter wegen zu hoher Netzimpedanz vom Netz trennt, er aber anderseits seit 18 Jahren ohne Probleme für sein Geschäft mit einem Anschlusswert von 50 kW von der TEAG elektrisch versorgt wurde
Das Problem einer ungewollten Fehlabschaltung der unzulässigen Netzimpedanz wegen verschärft sich, wenn man folgenden Umstand einkalkuliert:
Werden mehrere Wechselrichter nach dem Prinzip der Impedanzmessung (wie im Normentwurf der VDE 0126 vorgesehen) an einen Versorgungsbereich betrieben, können sich diese Geräte gegenseitig beeinflussen. Da die Impedanzmessung durch Aufschalten eines Stromimpulses vom Messgerät am Wechselrichter erfolgt, müssten alle Wechselrichter untereinander synchronisiert werden, denn wenn z.Bsp. zwei Wechselrichter gleichzeitig ihren Stromimpuls aufs Netz schalten, verdoppelt sich die gemessene Netzimpedanz. Besonders problematisch wird eine Synchronisation unterschiedlicher Fabrikate von Wechselrichtern, da deren Hersteller ihre Sofwareprotokolle offen legen müßten.
Die Aufgabe der Erfindung besteht demgegenüber darin, ein Verfahren zur Überwachung von dezentralen
Energieerzeugungsanlagen zu schaffen, welches ohne Aufschaltung von Sfromimpulsen auskommt und damit Verzerrungen der Sinusform des Netzstroms vermeidet.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch die kennzeichnenden Merkmale des Patentanspruchs 1 gelöst.
Die Erfindung wird nachstehend an Hand der Zeichnungen gemäß Abbildungen 3 bis 5 näher erläutert. Es zeigt:
Abb. 3 Ein Blockschaltbild eines Ortsnetzes mit drei dezentralen Energieerzeugungsanlagen und einem Ortsnetztrafo, welcher das Ortsnetz mit einem Hochspannungs- Energieversorgungsnetz verbindet;
Abb. 4 ein Blockschaltbild eines am Niederspannungseingang des Ortsnetztrafos angeordneter Messsender, und
Abb. 5 ein Blockschaltbild eines auf der Lastseite jeder Energieerzeugungsanlage angordneten Messempfängers.
Wie in Abb. 3 gezeigt ist, ist im Gebäude des Ortsnetz- Niederspannungstransformators 3 schaltungstechnisch gesehen zwischen Sekundärwicklung und Lasttrennschalter 2 ein Messgerät 1 angeordnet, das folgende Hauptfunktion übernimmt:
Messen der verketteten 3 Spannungen der Außenleiter des Drehstromnetzes R, S, T (Niederspannung) a) Messen der Frequenz b) Digitale Übertragung der gemessenen Werte zyklisch (z. Bsp. im Sekundentakt) durch PWL-Kommunikation an alle Energieerzeugungsanlagen im Ortsnetzbereich 8
An den Energieerzeugungsanlagen befindet sich ein Messempfänger 5, der mit dem allpoügen Schalter als Trennelement (Relais, Schütz) 7 gekoppelt ist und folgende Aufgaben übernimmt: a) Messen der verketteten 3 Spannungen der Außenleiter des Drehstromnetzes R, S, T (Niederspannung) 9 b) Messen der Frequenz 10 c) Empfangen und decodieren der digitalen 8 Messsignale vom Sender im Trafohaus (13, 12, 11) d) Abschalten der Energieerzeugungsanlage, wenn Messsignale 8 vom Messsender 1 nicht empfangen werden oder die selbst gemessenen Werte für Spannung und Frequenz außer Toleranz sind 14 Das Prinzip der vorstehend erläuterten Netzüberwachung basiert auf einer passiven Methode, wenn man von der Modulation der Netzspannung zum Zwecke der Datenübertragung absieht.
Der Messsender 1 im Trafohaus misst unmittelbar an der Sekundärwicklung des Drehstrom Trafos 3 die drei Außenleiterspannungen im Ortsnetz, sowie die Frequenz. Nach Analog/Digital-Wandlung 11 werden die gemessenen Werte an die Messempfänger 5 im Ortsnetzbereich digital übertragen 8. Das Frequenzband für die Datenübertragung liegt im Bereich von 95 kHz - 150 kHz. Dieses ist international für die Datenübertragung zur freien Verwendung freigegeben und wird derzeit zum Betrieb von Heimautomatisierungsgeräten benutzt. Der Betrieb von Geräten am Niederspannungsnetz zum Zwecke der Datenübertragung ist in der harmonisierten Norm EN 500 65 - 1 CENELEC geregelt, so daß hierauf Bezug genommen wird. Diese Daten 8 können an allen Stellen des Ortsnetzes empfangen und dedektiert werden. Über den Drehstromtrafo 3 hinaus in Richtung Mittelspannungsebene 4 wirkt der Trafo 3 als Bandsperre, weshalb der Datenfluss in diese Richtung unterbrochen ist. Somit bildet das Niederspannungsnetz ein Kommunikationsnetz, das jedem Anwender zur Nutzung offen steht, solange die EN 500 65 - 1 CENELEC eingehalten wird.
Die Messempfänger 5 messen unmittelbar an der Energieerzeugungsanlage (Photo-Voltaic-Wechselrichter, Wasserkraftanlage, Blockheizkraftwerk usw.) die Spannungen der Außenleiter 9 und der Frequenz 10; außerdem empfangen sie die in zyklischen Zeitabständen gesendeten Daten 8 vom Messsender 1 im Trafohaus. Der Messempfänger 5 wirkt auf das Schaltglied (Relais, Schütz) 7, welches die Energieerzeugungsanlage ans Netz koppelt.
Folgende Kriterien sorgen im Messempfänger 5 für die Abschaltung der Energieerzeugungsanlage:
1. Spannung außer Toleranz (0,85 Uneπn < U < 1,1 Unenn)
2. Frequenz außer Toleranz (49,8 Hz < f < 50,2 Hz in Europa)
(59,7 Hz < f < 60,3 Hz in USA)
3. Ausfall des Datenstroms 8 vom Messsender 1 - (zum Beispiel durch Öffnen des Lasttrennschalter im Trafohaus)
4. Spannungsabfall zwischen Einspeiseknoten und Messsender 1 im Trafohaus > 10 V (Vorschlag)
Die Kriterien 1) und 2) entsprechen der dreiphasigen Spannungsüberwachung, wie sie von der Aufgabenstellung her gefordert werden.
Das Kriterium 3) tritt dann ein, wenn entweder der Messsender 1 defekt ist, der Ortsnetz-Lasttrennschalter 2 beispielsweise für Wartungsarbeiten durch das EVU veranlasst geöffnet wurde, bei Leitungsbruch beispielsweise durch Erdarbeiten oder bei fehlender Mittelspannung auf der Primärseite des Ortsnetztrafos 4 mit der Folge, wodurch die Stromversorgung des Messsenders 1 unterbrochen ist. Damit wird das gesamte System eigensicher. Funktionsprüfungen können entfallen.
Das Kriterium 4) stellt eine Möglichkeit zur Verfügung, indirekt die Leitungsimpedanz bzw. Leitungsverluste in Abhängigkeit von der Leistung der Energieerzeugungsanlage zu überwachen und entsprechende Schalthandlungen auszulösen. Dem Messempfänger 5 wird dazu der Istwert des eingespeisten Stromes je Phase bereit gestellt.
Die Energieerzeugungsanlage kennt jederzeit Ihren eingespeisten Strom Ie, weiterhin kennt sie ihre gemessene Spannung am Einspeiseknoten, sowie die Spannung am Trafo, die durch den Messsender übertragen wird. Nach der Berechnungsgrundlage.
RNetz = Uτr-Ue RNetz - ohmscher Anteil der Netzimpedanz Ie UTΓ - Spannung am Trafo
Ue - Spannung am Einspeiseknoten Ie - eingespeister Strom Kann im Falle, dass sämtliche eingespeiste Leistung an den Trafo 3 geliefert wird die Leitungsimpedanz errechnet werden. Deren Absolutwert allein ist jedoch kein Abschaltkriterium, denn wenn die eingespeiste Leistung durch lokale Lasten 6 unmittelbar am Einspeisepunkt wieder abgenommen wird, spielt die absolute Impedanz zwischen Trafo 3 und Einspeiseknoten nur eine untergeordnete Rolle.
Durch diese Variante wird dem Umstand Rechnung getragen, dass große Einspeiseleistungen geringere Leitungsimpedanzen erfordern, als kleinere.
Beträgt beispielsweise die Leitungsimpedanz 2 Ω, was nach VDE 0126 - Entwurf lange zur Abschaltung führen würde, so lässt sich eine 1 kWp-Anlage ohne Abschaltung einphasig am Netz sicher betreiben, da 4,35 A x 2 Ω = 8,7 V unter der Abschaltspannung liegt. Erst bei 5 A Einspeisestrom und resultierender Leistung von 1150 Wp würde die Abschaltung erfolgen.
Bisher wurde der innerhalb meiner Beschreibung Datenfluß als Einbahnstrasse von Messsender 1 (Trafohaus) zum Messempfänger 5 betrachtet, womit sich die Hauptfunktion, die Vermeidung eines ungewollten Inselbetriebes sicher bewerkstelligen lässt. Weiterhin ist denkbar, den Messsender 1 mit einer Funkuhr auszustatten und die Echtzeitsignale ebenfalls an die Messempfänger 5 zu senden, wodurch sich Netzereignisse in Echtzeit protokollieren üeßen.
Auch wäre es denkbar, vom Messsender 1 aus Daten 8 der Energieerzeugungsanlage, wie Art (BHKW, PV, Wasserkraft), maximale Leistung, momentan eingespeiste Leistung .... abzufragen oder Lastmanagement zu betreiben, wofür dann die Kornmunikation über das Netz bidirektional erfolgt, jeder Sender ist auch Empfänger und umgekehrt.
Durch Offenlegung des Datenprotokolls (ähnlich wie bei Zeitzeichensender Maiflingen der PTB Braunschweig) wird es jedem Geräteentwickler ermöglicht, an diesem Datenverkehr teilzunehmen, wodurch eine Unabhängigkeit von Fabrikat und Ländervorschriften, sowie unterschiedlicher Netzsysteme (Spannung, Frequenz) erreicht wird. Derzeit wird das in jedem Land anders gehandhabt. Der von der VDE gehegte Wunsch, den Normentwurf VDE 0126 in eine harmonisierte internationale Norm einfließen zu lassen, ist derzeit nicht absehbar. Auch wenn sich dass vorgeschlagene Prinzip nicht in einer Vorschrift wiederfindet, bietet es ein Höchstmaß an Sicherheit und Zuverlässigkeit, dessen apparatetechnischer Aufwand relativ gering ist. Bei Energieerzeugungsanlagen ohne Wechselrichter wird durch diese Methode die Vermeidung ungewollen Inselbetriebes überhaupt erst möglich. Im Folgenden soll das Beispiel eines Messsenders 1 an Hand von Abb. 4 beschrieben werden.
Auf den Messsender 1 werden die 3 Phasen der Sekundärwicklung des Drehstromtrafos 3 RS und T sowie der Neutralleiter geführt. Aus den Phasen bezieht der Messsender 1 über sein internes Netzteil 13 seine Versorgungsspannung. Das Netzteil 13 ist mit Phasenkopplern ausgestattet, so dass die zu übertragenden Daten 8 auf allen 3 Phasen zeitgleich mit den N als Bezugspotential gesendet werden. Die BG 9 bereitet die Amplitude der 3 Aussenleiterspannungen für den Mikroprozessor 11 auf, so dass nach dessen A/D-Wandlung die Netzamplitude der 3 Phasen in digitaler Form vorliegt. Die Frequenzüberwachung 10 bereitet die Nulldurchgänge der Netzspannung so auf, dass sie vom Mikroprozessor 11 in ein digitales Messsignal umgewandelt werden können. Der Mikroprozessor 11 sendet zyklisch bitseriell einen Datenrahmen über seine T x D-Leitung an das Powerline- Modem 12, dass je nach Arbeitsweise ein Frequenz- oder Amplitudenmoduüertes Signal erzeugt und auf die Netzspannung moduliert. Dieses Verfahren ist international zugelassen und in der EN 500 65 - 1 CENELEC verbindlich geregelt. Werden die softwaremässig festgelegten Grenzen für die Spannungsamplitude (0,85 Unenn < U < 1,1 Uneπn) bzw. für die Frequenz (49,8 Hz < f < 50,2 Hz in Europa) nicht eingehalten, unterbricht der Mikroprozessor 11 den Datenstrom 8. Der Datenstrom 8 wird außerdem unterbrochen, wenn die Stromversorgung 13 des Messsenders 1 nicht gewährleistet ist oder weil ein Defekt vorüegt. Wird der Lasttrenner 2 im Trafohaus zum Zwecke von Wartungsarbeiten geöffnet oder liegt zwischen ihm und einen Messempfänger 5 ein Leitungsbrach vor, sendet der Messsender 1 zwar weiterhin gültige Daten, sie kommen dann aber am Messempfänger 5 nicht an, was von diesem als Fehler detektiert wird, woraufhin dieser über das Koppelgüed 7 die Energieerzeugungsanlage vom Netz trennt. Damit ist dieses Verfahren eigensicher und bedarf keiner zusätzüchen Wiederholungsprüfungen.
Im Folgenden soü ein Beispiel eines Messempfängers 5 an Hand von Abb. 5 beschrieben werden.
Die Baugruppen 9-13 sind funktionell identisch mit denen des Messsenders 1 in Abb. 4. Zusätzüch besitzt der Messempfänger 5 jedoch einen Leistungsverstärker 15, um das Koppelgüed (Relais bzw. Schütz) zu steuern, mit dem der Energieerzeugungsanlage (Generator) vom Netz getrennt wird.
Die Baugruppe 14 zur Strommessung ist optional in Empfängern, die nicht Bestandteil eines Wechselrichter sind. Im Wechselrichter werden ohnehin die Phasenströme gemessen, bei externen Geräten jedoch, kann durch die Mitteüung der aktuellen Phasenströme eine Impedanz-Berechnung durchgeführt werden. Für die grundsätzliche Funktion der ENS ist die Höhe der Phasenströme nicht relevant, in Wechselrichterintegrierten Messempfängern wird diese Impedanzberechnung jedoch realisiert, da kein zusätzlicher Hardwareaufwand für die Strommessung erforderüch ist.

Claims

P A T E N T A N S P R U C H
Verfahren zum Überwachen von lokalen Energieerzeugungsanlagen, welche paraUel über ein Ortsnetz und einen Niederspannungs- Ortsnetztransformator (3) in ein Hochspannungs-Energie- versorgungsnetz (4) einspeisen, wobei jede Energieerzeugungsanlage auf ihrer Lastseite jeweüs einen Lasttrennschalter (2) aufweist, welcher bei Auftreten von Überlasten oder Netzstörungen die jeweüige Energieversorgungsanlage von dem Ortsnetz abtrennt, dadurch gekennzeichnet, daß auf der 3-phasigen Niederspannungsseite des Ortsnetztransformators (3) die Amplituden und die Frequenz der verketteten Niederspannungen gemessen werden, daß die ermittelten Meßwerte für die Amplituden und die Frequenz der Niederspannungen in Form von digital codierten Datensignalen (8) über das Ortsnetz an alle Energieerzeugungsanlagen übertragen werden, daß auf der Lastseite jeder Energieerzeugungsanlage die Amplitude und die Frequenz der 3 -phasigen Ausgangsspannung gemessen wird, und daß von jeder Energieerzeugungsanlage die über das Ortsnetz übertragenen Datensignale (8) empfangen und zusammen mit den eigenen Meßwerten für Amplitude und Frequenz dahingehend ausgewertet werden, daß der Lasttrennschalter (7) der betreffenden Energieerzeugungsanlage geöffnet wird, falls kein Datensignal (8) empfangen wird oder die eigenen Meßwerte außerhalb eines vorgegebenen Toleranzbereiches liegen.
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