WO2015071378A1 - Verfahren und wechselrichter zum bestimmen von kapazitätswerten von kapazitäten einer energieversorgungsanlage - Google Patents

Verfahren und wechselrichter zum bestimmen von kapazitätswerten von kapazitäten einer energieversorgungsanlage Download PDF

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WO2015071378A1
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capacitance
inverter
voltage
determined
phase
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PCT/EP2014/074528
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Alexander UNRU
Harald Drangmeister
Tobias Müller
Pablo CORREA VASQUEZ
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Sma Solar Technology Ag
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    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
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    • G01—MEASURING; TESTING
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    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/48—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
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    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the invention relates to a method for determining capacitance values of capacities of a power supply system, for example a photovoltaic system, which has a polyphase inverter which has an output current filter on the AC side and is connected to a multiphase power supply network via a switching element, and the DC side. tig at least one DC link capacity is assigned.
  • the invention further relates to a polyphase inverter with a control device for carrying out such a method.
  • Inverters are used in power generation plants, for example photovoltaic systems, in the following referred to as PV systems, for the conversion of a direct current into alternating current, which can be fed into a public or private energy supply network in one or more phases.
  • the direct current to be converted is provided by a photovoltaic generator (PV generator), which in the context of the application comprises any arrangement of preferably several photovoltaic modules (PV modules).
  • PV generator photovoltaic generator
  • direct current can be provided from batteries or fuel cells or comparable chemically operating current sources.
  • Such power plants have in a DC link an array of (buffer) capacitors to smooth the DC voltage provided by the DC generator when converted to AC.
  • a capacitor arrangement is connected in parallel with the DC generator.
  • the inverter bridge is preceded by at least one DC-DC converter, which converts the DC voltage provided by the DC generator to a voltage level which is suitable for the operation of the inverter bridge. or subsetting.
  • the capacitor arrangement is usually arranged between the DC-DC converter, also called DC (direct current) / DC converter, and the inverter bridge.
  • the circuit in which the capacitor arrangement is arranged is generally referred to as the intermediate circuit, following the usual terminology. Accordingly, the capacitor arrangement used for smoothing the voltage is referred to in both cases as a DC link capacitor arrangement.
  • the inverter bridge of an inverter is usually equipped with power semiconductor switches, which are operated clocked in a modulation method.
  • a known and customary modulation method is the pulse width modulation method (PWM method), which is operated at a clock frequency, ie a number of switching cycles per second, in the kilohertz range.
  • PWM method pulse width modulation method
  • this provides a clocked and polarity-changing direct current signal, which is smoothed by an output current filter in such a way that the result is a sinusoidal voltage curve at the output of the filter.
  • the output current filter is often referred to as a sine-wave filter.
  • the output current filter comprises a plurality of inductors and capacitors.
  • a known and frequently used output current filter has at least one inductance for each of the phases of the inverter, for. B. a coil which is arranged between the respective output of the inverter bridge and the corresponding phase connection of the power supply network.
  • a respective capacitance is arranged between each output terminal of the inverter bridge and a neutral conductor of the system at the inverter-side input of the filter.
  • a second capacity is provided for each phase. This second capacitance is connected in star connection, thus contacting a common, floating voltage node.
  • the first and second Capacitance is usually formed by corresponding first and second capacitors.
  • the correct and safe functioning of the inverter of the power generation plant depends to a large extent on the stated capacities, the intermediate circuit capacity and the capacities in the output current filter.
  • the capacitors used to provide the capacitances are subject to aging processes that lower their capacitance value over time. In the case of electrolytic capacitors, a strong temperature dependence at temperatures below freezing is additionally observed.
  • the correct functioning of the inverter can be compensated for by a certain amount of capacity loss by adapting parameters of the inverter, for example control parameters which determine the switching times in the switching cycle of the power semiconductor of the inverter bridge.
  • This method is particularly suitable when a precharge of the DC link capacitor or capacitors is provided and the device has a corresponding precharging device.
  • the intermediate circuit capacitor of an inverter of a motor controller is discharged by a discharge resistor in case of inactivity of the motor controller. From a measured voltage curve during discharge, the capacitance of the intermediate circuit capacitor is determined.
  • the publication US 201 2/0281443 A1 discloses a method for determining a defective capacitor of a DC circuit consisting of a series connection of a plurality of capacitors. It will be the falling across the individual capacitors voltages measured and from the height of the voltages is closed to a defective capacitor.
  • the document US 201 3/01 55729 A1 describes a method for predicting an expected lifetime of a DC link capacitor of a motor converter. In this method, an alternating current component flowing in the capacitor is determined and from this a power deposited in the capacitor during operation is determined. From the deposited power is closed on the aging state and thus the expected life of the capacitor.
  • capacitance values of the capacitors can not be determined with the methods described in both cited publications.
  • An inventive method of the type mentioned has the following steps:
  • the photovoltaic system is separated by opening the Wegor- gans from the power grid.
  • the inverter is operated to set up an isolated grid, wherein at least two outputs of an inverter bridge of the inverter are subjected to an in-phase AC voltage and a current flow between the at least one DC link capacitance and the output current filter is generated.
  • Currents flowing at the outputs of the inverter bridge and at least one voltage applied to a capacitance are measured. Subsequently, it is determined by the determined voltage and the measured currents
  • a capacity value of the capacity determined By constructing an island grid, in which the output current filter is acted upon by the inverter bridge with an AC voltage, a current flow between the at least one DC link capacitance and the output current filter is generated even when disconnected from the power grid. By means of a current and voltage measurement, capacitance values of capacities of the PV system can then be determined. Because at least two phases are operated in phase, a larger current flow and, due to the resulting pulsating power draw from the intermediate circuit capacitance, a larger ripple of the determined voltage, than in a normal operation, in which all phases are phase-shifted, the Case would be. This achieves a higher measuring accuracy.
  • the voltage across at least one of the DC link capacities of the PV system is measured. From the height of a ripple of the voltage and the measured currents, the capacitance value of the at least one DC link capacitance is determined.
  • the determination of the capacitance values of the intermediate circuit capacitor or the intermediate circuit capacitors is possible before the inverter is connected to the energy supply network, ie before the inverter is connected to the energy supply network.
  • the magnitude of the voltage across the at least one DC link capacitance varies at a frequency related to the frequency of the current and at two or three times the frequency depending on the phase relationship at the inverter bridge outputs Electricity is located in the island grid.
  • the variation of the voltage across the at least one DC link capacitance is also referred to as a voltage ripple in the context of the application.
  • the voltage across at least a first capacitance of the output current filter ermit- From the determined voltage and the measured currents, the capacitance value of the at least one first capacitance is determined.
  • the method is particularly suitable for determining capacitance values of capacitors which are arranged between an output of the inverter bridge and a common neutral conductor. Particularly high currents are achieved in the aforementioned method, when all outputs of the inverter bridge of the inverter are applied in phase with AC voltage. This leads to the best possible accuracy in determining the capacitance value.
  • the voltage is determined via at least a second capacitance of the output current filter, wherein the capacitance value of the at least one second capacitance is determined on the basis of at least two measurements of voltages and currents, wherein the at least two measurements at different phase relationships of AC voltages occur at the outputs of the inverter bridge.
  • the method is suitable for determining capacitance values also of capacitors which are arranged within the output current filter between different outputs of the inverter bridge.
  • two measurements are made at different phase relationships at the outputs of the inverter bridge, by which the currents flowing through the second capacitances can be computationally separated from those currents flowing through capacitances to a common neutral.
  • two outputs of the inverter bridge with an in-phase AC voltage and a third output of the inverter bridge with one of them which deviate in terms of its phase position are preferably in each of the at least two measurements.
  • the alternating voltage applied to the third output has a phase position of 180 degrees to the alternating voltage applied to the other two outputs of the inverter bridge. This in turn achieves a maximum current flow which increases the accuracy in determining the capacitance values.
  • three measurements are carried out, wherein in each of the measurements, another of the outputs of the inverter bridge is acted upon by the alternating voltage deviating in its phase position. In this way, the respective capacitance values can be determined on the basis of various measurements.
  • the measurement results show some redundancy, which overrides individual capacity values. The over-determination makes it possible to estimate the quality and thus the informative value of the measurement result.
  • a determined capacitance value is compared with a predetermined minimum capacitance value, wherein a capacitance value lying below the minimum capacitance value is signaled.
  • a determined capacitance value is stored and compared with previously stored capacitance values.
  • a rate of change of the capacitance value is determined from the ascertained capacitance value and at least one stored capacitance value, wherein a service life of the capacitance-providing capacitor is estimated on the basis of the rate of change.
  • the capacity determination is advantageously used to warn a plant operator of current or potential problems. Countermeasures can be initiated immediately or as a precaution.
  • the method is performed several times during a startup process of the inverter.
  • a possibly only temporary problem that may arise during (or even through) the execution of the method can be identified and the startup process possibly continued. It can be provided that during a change of the ascertained DC link capacitance during the method To carry out this heating of capacitors in the DC link.
  • the current flow produced in the process can thus be used to heat the capacitors, as a result of which a temperature-induced reduction in capacitance can be gently remedied on account of the relatively small flowing current.
  • the method is performed at different frequencies of the AC voltage at the outputs of the inverter bridge.
  • An inductance value of at least one inductance of the output current filter can then be determined with the measurement values then present in a frequency-dependent manner.
  • the sizes of all components of a typical output current filter can be determined.
  • An inventive multiphase inverter for connection to a power supply network has a control device with an evaluation unit. It is characterized in that the control device is set up in conjunction with the evaluation unit for carrying out one of the methods described above. This results in the advantages described in connection with the methods.
  • Fig. 1 is a schematic block diagram of a PV system
  • Fig. 2a is a detailed illustration of a portion of the PV system of Fig. 1;
  • Fig. 2b is a limited to a phase simplified representation of FIG.
  • 3 shows a flow chart of a method according to the invention
  • 4 is a graph showing a typical decrease in capacitance during the lifetime of a capacitor
  • 5a shows a flowchart with method steps for determining
  • 5b, c are each a flowchart with method steps for determining first and second capacitances of an output current filter
  • 6a-d are each a schematic equivalent circuit diagram of a part of the PV system during implementation of the method according to FIG. 4 and FIG. 7a
  • b is a diagram of a time-dependent capacitance change of a DC link capacitor during a continuously performed method according to FIG. 4a.
  • Fig. 1 shows a block diagram of an overview of the overall structure of a PV system.
  • the PV system comprises a PV generator 1, which is symbolized in FIG. 1 by the circuit diagram of a single PV cell.
  • the PV generator 1 may comprise one or more PV modules in a known manner. When using several PV modules, these are often connected in series to so-called strings. Several of these strings may be connected in parallel to form the PV generator 1.
  • the PV generator 1 is connected via DC lines to a DC link 2, which in the exemplary embodiment illustrated here comprises two series-connected DC link capacitors 21, 22.
  • the center tap between the two DC link capacitors 21, 22 forms a virtual zero point NP, which provides a reference potential for the DC side of the PV system.
  • the PV generator 1 is connected via the DC link 2 with a DC side input of an inverter bridge 3.
  • the inverter bridge 3 serves to convert the direct current generated by the PV generator 1 into an alternating current output at outputs of the inverter bridge 3.
  • the AC outputs of the inverter bridge 3 are connected to an output current filter 6, wherein in the connection between the inverter bridge 3 and the output current filter 6 current measuring sensors 4 are arranged.
  • the inverter bridge 3 is multi-phase, here exemplified three-phase.
  • the additions "a”, “b” and “c” are used in the following in connection with reference symbols or designations Components which are assigned to the individual phases a, b, c are indicated by an added reference symbol Marked "a” or "b” or “c". If a reference number is used without such an addition, then either all components are addressed with this reference number regardless of their addition or an unspecified of these components with this reference number.
  • a reference to the "current measuring sensor 4" thus refers, depending on the context, either to the current measuring sensors 4a, 4b and 4c together or else to an unspecified one of the current measuring sensors 4a, 4b or 4c.
  • the current measuring sensors 4 serve to determine currents I 1, I b and Ic flowing at the respective output of the inverter bridge 3.
  • the outputs of the current measuring sensors 4 are supplied to a control device 5, which comprises an evaluation unit 51 for measuring and evaluating the outputs of the current measuring sensors 4.
  • the control device 5 continues to control the inverter bridge 3, in this case in particular the semiconductor switch of the inverter bridge 3 (not further illustrated in this figure).
  • the output current filter 6 is used for signal shaping of the output signal of the inverter bridge 3. Without output current filter, the output signal of the inverter bridge 3 is substantially one between different potentiome- len alternating pulsating DC signal.
  • the output current filter 6 forms from this pulsed DC voltage signal an approximately alternating voltage output current, which can be fed via an alternating voltage (AC - alternating current) switching element 7 into a power supply network 8.
  • the power supply network 8 is also three-phase, with phase conductors La, Lb and Lc.
  • a neutral conductor N is present, which is also connected via the AC switching element 7 and the output current filter 6 to the virtual zero point NP of the DC side of the PV system 1.
  • the output current filter 6 usually comprises an arrangement of a plurality of capacitances and inductances. A typical embodiment of an output current filter 6 is described in more detail below in connection with FIGS. 2 and 3.
  • the inverter bridge 3, the current measuring sensors 4, the control device 5 and the output current filter 6 are integrated in an inverter 9.
  • the intermediate circuit 2 may be integrated with in the inverter 9, or the output current filter 6 may be arranged in a separate housing.
  • Fig. 2a shows a detail of Fig. 1 in more detail.
  • the PV generator 1, the control device 5, the AC switching element 7 and the power supply network 8 are not shown in FIG. 2 a.
  • the inverter bridge 3 has a bridge branch for each of the three phases, which in the example shown here comprises two semiconductor switches 31, 32.
  • IGBT insulated-gate bipolar transistor
  • MOSFET metal oxide semiconductor field-effect transistors
  • the semiconductor switches 31, 32 are associated with unspecified freewheeling diodes, which may be external components or in the semiconductor switches 31, 32 may be integrated.
  • the semiconductor switches 31, 32 upstream components that serve their control are not shown in FIG. 2a for reasons of clarity.
  • the switching signals for the semiconductor switches 31, 32 are ultimately generated by the control device 5 according to known modulation methods, in particular pulse width modulation methods (PWM), and transmitted to the semiconductor switches 31, 32 via the corresponding drive circuits.
  • PWM pulse width modulation methods
  • Fig. 2a a two-point topology of the inverter bridge 3 is shown, in which each AC output of the inverter bridge 3, which is formed by the center tap between the series-connected semiconductor switches 31, 32, optionally with a positive pole of the PV generator 1 and . can be connected to a negative pole of the PV generator 1.
  • the output current filter 6 has two capacitances 61, 62 and an inductance 63 for each of the phases a, b, c.
  • the capacitances 61, 62 are usually formed by capacitors, typically film capacitors.
  • the first capacitance 61 is in this case arranged in each of the phases a, b, c between the output terminal of the inverter bridge 3, which represents the input of the output current filter 6, and the neutral conductor N.
  • the inductance 63 is in each case between input and output terminals of the output current filter. ters 6 arranged.
  • the output terminals of the output current filter 6 are each connected to a second capacitance 62, the respective other terminals of the second capacitances 62 leading to a common virtual star point 64.
  • the output of the output current filter 6 is then connected in the manner shown in FIG. 1 via the AC switching element 7 to the power supply network 8.
  • FIG. 2 b for the sake of clarity, FIG. 2 a is limited to one of the phases, here by way of example the phase a.
  • the output current filter 6 is shown in an equivalent circuit diagram, which applies to an operating state in which the three phases a, b, c are operated in phase. Due to the in-phase phase of all phases a, b, c, no currents flow through the capacitances 62. Since the inverter 9 is disconnected from the power supply network 8 by the opened AC switch element 7, ie if an isolated grid situation exists, no currents flow through the inductors 63 either. In an equivalent circuit diagram of the output current filter 6, these components can therefore be ignored for the stated operating state of the inverter 9. With reference to FIGS.
  • FIG. 3 shows a basic sequence of a method according to the application in a flowchart.
  • a first step S1 the inverter 9 of the PV system starts, for example after a period of time in which the PV generator 1 does not supply sufficient power to operate the inverter and to feed it into the inverter Power supply network 8 was delivered, eg after one night.
  • the output of the inverter bridge 3 is separated from the power supply network 8 by an open AC switching element 7.
  • a start of the inverter 9 takes place as soon as a sufficient power is provided by the PV generator 1.
  • a so-called island grid is constructed by the inverter when the switching element 7 is open.
  • a feed-in operation of the inverter prevails in a three-phase network between the individual phases a, b, c each have a phase shift of 120 degrees.
  • the phase angle of the overall system is adapted to those prevailing in the power grid.
  • a different phase relationship of the phases a, b, c with respect to one another is established in the island grid, in that at least two of the phases are in phase with one another (phase shift 0 degrees).
  • all three phases are operated in phase with a phase shift of 0 degrees to each other.
  • step S3 the currents Ia, Ib and Ic flowing during operation of the stand-alone grid at the output of the inverter bridge 3 are measured by the current measuring sensors 4a, 4b and 4c and evaluated in the evaluation unit 51.
  • step S4 a plausibility check is carried out in step S4 on the basis of the current measured values from step S3 in order to identify defective current sensors 4. For example, highly divergent current readings Ia, Ib, Ic would suggest a defective current sensor rather than differences in the capacitances to be determined.
  • step S4 If a current sensor is detected as defective in step S4, the method branches to a step S5 in that the presence of a defective current sensor 4 is signaled, for example by sending a corresponding message to a higher-level monitoring device via a signal and / or data line. The process is then terminated and the operation of the inverter is stopped.
  • step S6 the method is continued with a step S6, in which the actual determination of the capacitance values takes place.
  • Plausibility limits for the corresponding current values can be obtained in the case of an output current filter, which has inductors and capacitances (LC filters), taking into account component and other tolerances based on the output current filter impedance, the measured currents and the measured or determine specified voltages at the output current filter.
  • step S6 Details of the step S6 are explained in more detail in the figures 5a, 5b and 5c in further flow charts.
  • the result of the capacity determination from the step S6 is evaluated in a subsequent step S7. In doing so, it will be considered on the basis of stored limit values whether or not the capacities are within a specified tolerance range.
  • absolute values of the capacities can be considered, in particular limit values relative to nominal values of the capacities, and on the other hand also change rates of the capacities.
  • the determined capacitances are preferably also logged in a log memory, so that in previous measurements certain capacitance values can likewise be used to evaluate the currently measured capacitance values. The method described here for determining the capacitance values within a PV system is preferred.
  • step S8 the method branches to a step S8, in which the capacitor or capacitor underlying the capacitance is signaled as defective, for example, again by a corresponding message via the signal and / or data line to the higher-order one monitoring device.
  • step S5 the operation of the inverter 9 is then terminated.
  • step S9 the ascertained capacity values are further processed.
  • the logging of the capacitance values takes place, either within the control device 5 or within the higher-level monitoring device.
  • the ascertained capacitance values can be used to optimize control and / or regulation parameters for the inverter 9 and thus optimally adjust the feed currents and to prevent instabilities in the control.
  • FIG. 4 shows a typical time characteristic curve 71 of a capacitance C of a capacitor. Shown is the decrease of the capacitance C from a nominal nominal capacitance Cnenn as the time t increases.
  • step S1 the starting process of the inverter 9 can be continued and the inverter 9 with the optimized in step S9 parameters for the feed-in operation on the power grid 8 connect.
  • FIG. 5 shows in three flow charts in the partial images a to c details of the determination of the capacitance values during method step S6 from FIG. 3.
  • the flowchart of FIG. 5a describes method steps for determining the capacitance of the DC link capacitors 21, 22.
  • the flowchart of FIG. 5 b describes method steps for determining the capacitance values of the first capacitances 61 of the output current filter 6.
  • the method illustrated in FIG. 5 c represents the method steps for determining the capacitance values of the second capacitances 62 of the output current filter 6.
  • FIGS. 5a and 5b can be carried out independently of one another.
  • the method shown in Fig. 5c requires the previous implementation of the method of Fig. 5b.
  • the method steps shown in all subfigures 5a to 5c are carried out successively in step S6 in order to advantageously obtain information about all relevant capacities of the PV system, ie the DC link capacitances 21, 31, the first capacitances 61 and the second capacitances 62 of the output current filter 6, to obtain.
  • step S601 of FIG. 5a the current measurement from step S3 is either performed again or the current values measured in step S3 are taken over for further evaluation.
  • the current measurement in step S601 is therefore just like the current measurement S3 in a Millzu- carried out state of the inverter, in which all three phases a, b, c are applied in phase without phase shift to each other in stand-alone mode by the inverter bridge 3 with voltage. Due to the in-phase phase of all phases a, b, c, currents flow when the AC switching element 7 is open, neither by the inductors 63 nor by the capacitances 62. As shown in the equivalent circuit diagram of the output current filter 6 in FIG. 2b, these components can be ignored correspondingly for this operating state of the inverter 9. Electrically, only the capacity 61 is relevant and to be considered in this operating state.
  • the three first capacitances 61 a, 61 b, 61 c of the three phases are thus to a certain extent connected in parallel and are at the output current frequency of the currents Ia, Ib, Ic, usually 50 Hz or 60 Hz, reloaded.
  • Charge is thus continuously transferred back and forth between the first capacitances 61 and the DC link capacitances 21, 22 by the switching of the semiconductor switches 31, 32, the magnitude of the charge transferring current having been measured in steps S601 and S3, respectively.
  • the charge transfer leads to a permanent charging and discharging of the DC link capacitors 21, 22, which manifests itself in a variation of the voltages applied to these capacitors 21, 22.
  • the variation of the voltage at the DC link capacitors 21, 22 is also referred to as a voltage ripple.
  • the voltage ripple would also be observed in non-in-phase operation of the phases a, b, c, for example, if all three phases would be operated out of phase with each other by 120 °, but in its intensity would then be much smaller and thus worse to measure.
  • the in-phase operation of the phases a, b, c leads to the greatest possible voltage ripple to be observed for these charge-transfer currents and is thus advantageous for the measurement accuracy. From the height of the measured voltage ripple in conjunction with the measured currents Ia, Ib, Ic, the capacitance value of the DC link capacitors 21, 22, which is essentially attributable to the DC link capacitors used, can be determined.
  • a first step S604 in turn, the currents Ia, Ib, Ic flowing at the in-phase outputs of the inverter bridge are measured. If the method shown in Fig. 5a has been previously carried out, the measured values can be taken from step S601. Furthermore, it is also possible here to use the measured values from step S3.
  • a next step S605 the magnitude of the voltage to which the first capacitances 61 are charged is determined. This voltage can either be measured or can be taken from specifications, since the inverter usually corrects the height of the AC output voltage at the output of the inverter bridge 3 to this predetermined voltage value in isolated operation by the semiconductor switches 31, 32 adjacent to the DC link capacitors 21, 22 Voltage suitable modulated.
  • the capacitance values of the first capacitances 61 are determined on the basis of the corresponding value pairs of current Ia, Ib, Ic and the voltage applied to the capacitances 61, 62.
  • the checking of the capacities in step S7 of the determination of the capacitance values is downstream in step S6. It is understood that a query as to whether a determined capacitance value lies in the tolerance range can already be made after each of the partial methods of FIGS. 5a and 5b.
  • FIG. 6a the process of Fig. 5a and 5b underlying operating situation of the inverter of the PV system is shown again in a different way.
  • the inverter is represented by the equivalent circuit diagram of a voltage source 10.
  • the phase of the phases a, b, c manifests itself in the presence of only one voltage source 10, to which all phases are connected in parallel.
  • the method illustrated in FIG. 5c is carried out to determine the second capacitances 62 of the output current filter 6.
  • a first step S607 of this method the control of the semiconductors 31, 32 of the inverter bridge 30 is modified such that a changed phase relationship between the phases a, b, c results.
  • an island grid is maintained.
  • the in-phase is maintained for two of the phases a, b, c, whereas the third of the phases is operated with a phase shift of 180 degrees with respect to the voltage.
  • FIG. 6b analogously to the equivalent circuit diagram of FIG. 6a.
  • the phases b and c are operated in phase in that they are connected to the voltage source 10.
  • a voltage source 10 'operated with reverse polarity acts on it in contrast, the phase a with a phase shift in the voltage of 180 degrees.
  • a current measurement of the currents Ia, Ib, Ic is made.
  • step S609 the method branches back to step S607, in which now the phase relationship of the phases a, b, c to each other is changed such that now another of the phases is operated in opposite directions to two same-directional phases.
  • This situation is shown in the equivalent circuit of Fig. 6c in which the phases a and c are common, i. in phase, are operated by the first voltage source 10 and the phase b with a phase shift of 180 degrees from the voltage source 10 '.
  • step S608 is performed, in which the currents Ia, Ib, Ic are measured and stored.
  • step S609 is queried whether now all possible permutations of the phase relationships are played through.
  • step S607 the method in turn branches back into step S607 in order to set the now last one of the permutations which is reproduced in the equivalent circuit diagram in FIG. 6d.
  • the phases a and b are operated in phase at the voltage source 10 and the phase c in opposite directions to the voltage source 10 '.
  • step S608 the currents Ia, Ib, Ic are measured, and then the process proceeds to step S610.
  • the system of equations for the three second capacitances 62 is overdetermined.
  • the over-determination makes it possible to estimate the quality and thus the informative value of the measurement result.
  • the measurement of two permutations would be sufficient to be able to determine the capacitance values of the three capacitances 62.
  • the inductances 63 are disregarded, since they are usually dimensioned when carrying out the measurements at the mains frequency in such a way that they have no or only a negligible influence on the measured values. In principle, however, it is possible to additionally carry out the measurements carried out in step S6 of FIG. 3 at a higher frequency at which the influence of the inductances 63 can no longer be neglected. A comparison of the results of the measurements at higher frequency with those of the measurements at mains frequency then additionally allows the determination of the magnitudes of the inductances 63. It is further noted that in the output current filter 6 further inductances can be provided, for example between the output of the inverter bridge and the Connection of the first inductances 61. These inductances are initially irrelevant, but could be determined if the method illustrated in FIG. 5 b for determining the capacitance values of the first capacitances 61 is carried out at different frequencies.
  • step S6 it may be provided to repeat the measurements of step S6 according to FIG. 3, in particular if the determined capacitance values are outside an expected range.
  • electrolytic capacitors are often used. because they are relatively inexpensive and provide a large capacity in terms of their volume and weight. At very low temperatures below the freezing point, electrolytic capacitors may drastically lose capacitance due to an alteration in the state of the electrolyte ("freezing" of the electrolyte). Operating the PV system in such a state is not only hardly possible because the control characteristics of the inverter are not is set to such small capacitance values, but also dangerous because the strong pulsed current load in the frozen state could destroy the electrolytic capacitors.
  • the continuous charge transfer between the DC link capacitances 21, 22 and the capacitances 61 of the output current filter 6 during the measurement process of FIG. 5a deposits heat dissipation in the DC link capacitors 21, 22. If this mode of operation of the inverter 9 is maintained for an extended period of time As a result, the intermediate circuit capacitors 21, 22 warm up slowly and in a controlled manner and thus return to their original capacitance value. If the method shown in FIG. 5a is therefore carried out several times and in particular virtually continuously, a change in the measured capacitance of the capacitors 21, 22 can be observed in step S603.
  • FIG. 7 This is illustrated in FIG. 7 in two partial images a, b for two different situations.
  • the diagrams each show a time curve 72 or 73 of a capacitance value C as time t progresses.
  • the measured capacitance value C of one of the DC link capacitors 21, 22 is shown on the vertical axis and the time t on the horizontal axis.
  • the capacitance C of the DC link capacitor 21, 22 is significantly below a minimum capacitance C min necessary for the operation of the PV system.
  • the measured capacitance C increases continuously with increasing time t, exceeds the necessary minimum value Cmin and asymptotically approaches the nominal capacitance value Cnenn.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen von Kapazitätswerten von Kapazitäten (21, 22, 61, 62) einer Photovoltaik-Anlage, aufweisend einen mehrphasigen Wechselrichter (9), der wechselstromseitig einen Ausgangsstromfilter (6) aufweist und über ein Schaltorgan (7) mit einem mehrphasigen Energieversorgungsnetz (8) verbunden ist, und dem gleichstromseitig mindestens eine Zwischenkreiskapazität (21, 22) zugeordnet ist. Das Verfahren weist die folgenden Schritte auf: - Trennen der Photovoltaik-Anlage von dem Energieversorgungsnetz (8) durch Öffnen des Schaltorgans (7); Betreiben des Wechselrichters (9) zum Aufbau eines Inselnetzes, wobei mindestens zwei Ausgänge einer Wechselrichterbrücke (3) des Wechselrichters (9) mit einer gleichphasigen Wechselspannung beaufschlagt werden und ein Stromfluss zwischen der mindestens einen Zwischenkreiskapazität (21, 22) und dem Ausgangsstromfilter (6) erzeugt wird; Messen von an den Ausgängen der Wechselrichterbrücke (3) fließenden Strömen (la, Ib, Ic) und mindestens einer an einer Kapazität (21, 22, 61, 62) anliegenden Spannung und - Bestimmen eines Kapazitätswertes der Kapazität (21, 22, 61, 62) anhand der ermittelten Spannung und der gemessenen Ströme (la, Ib, Ic). Die Erfindung betrifft weiterhin einen zur Durchführung des Verfahrens eingerichteten mehrphasigen Wechselrichter.

Description

Verfahren und Wechselrichter zum Bestimmen von Kapazitätswerten von Kapazitäten einer Energieversorgungsanlage
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen von Kapazitätswerten von Kapazitäten einer Energieversorgungsanlage, beispielsweise einer Photovolta- ik-Anlage, die einen mehrphasigen Wechselrichter aufweist, der wechselstrom- seitig einen Ausgangsstromfilter aufweist und über ein Schaltorgan mit einem mehrphasigen Energieversorgungsnetz verbunden ist, und dem gleichstromsei- tig mindestens eine Zwischenkreiskapazität zugeordnet ist. Die Erfindung betrifft weiterhin einen mehrphasigen Wechselrichter mit einer Steuereinrichtung zur Durchführung eines solchen Verfahrens.
Wechselrichter werden in Energieerzeugungsanlagen, beispielsweise Photovol- taik-Anlagen, abkürzend im folgenden PV-Anlagen genannt, zur Umwandlung eines Gleichstroms in Wechselstrom eingesetzt, der ein- oder mehrphasig in ein öffentliches oder privates Energieversorgungsnetz eingespeist werden kann. Im Falle einer Photovoltaik-Anlage wird der umzuwandelnde Gleichstrom von einem Photovoltaikgenerator (PV-Generator) bereitgestellt, der im Rahmen der Anmeldung jede Anordnung von bevorzugt mehreren Photovoltaikmodulen (PV- Modulen) umfasst. Alternativ und/oder zusätzlich kann (ggf. zwischengespei- cherter) Gleichstrom aus Batterien oder Brennstoffzellen oder vergleichbaren chemisch arbeitenden Stromquellen bereitgestellt werden.
Derartige Energieversorgungsanlagen weisen in einem Gleichstromzwischenkreis eine Anordnung von (Puffer)-Kondensatoren auf, um die von dem Gleich- Stromgenerator bereitgestellte Gleichspannung beim Umwandeln in Wechselstrom zu glätten. Bei einem einstufigen Wechselrichter, bei dem eine Wechselrichterbrücke eingangsseitig unmittelbar mit der Spannung des Gleichstromgenerators beaufschlagt ist, ist eine derartige Kondensatoranordnung parallel zum Gleichstromgenerator geschaltet. Bei einem mehrstufigen Wechselrichter ist der Wechselrichterbrücke mindestens ein Gleichspannungswandler vorgeschaltet, der die von dem Gleichstromgenerator bereitgestellte Gleichspannung auf ein für den Betrieb der Wechselrichterbrücke geeignetes Spannungsniveau hoch- oder tiefsetzstellt. Bei einem derartigen System ist die Kondensatoranordnung üblicherweise zwischen dem Gleichspannungswandler, auch DC (direct current) /DC-Wandler genannt, und der Wechselrichterbrücke angeordnet. Im Rahmen der Anmeldung wird im Folgenden unabhängig von der Position der Kondensatoranordnung verallgemeinert der Kreis, in dem die Kondensatoranordnung angeordnet ist, der üblichen Terminologie folgend als Zwischenkreis bezeichnet. Entsprechend wird die zur Glättung der Spannung eingesetzte Kondensatoranordnung in beiden Fällen als Zwischenkreis- Kondensatoranordnung bezeichnet.
Die Wechselrichterbrücke eines Wechselrichters ist üblicherweise mit Leistungshalbleiterschaltern bestückt, die in einem Modulationsverfahren getaktet betrieben werden. Ein bekanntes und übliches Modulationsverfahren ist das Pulsweiten-Modulationsverfahren (PWM-Verfahren), das mit einer Taktfre- quenz, also einer Anzahl von Schaltzyklen pro Sekunde, im Kilohertz-Bereich betrieben wird. Am Ausgang der Wechselrichterbrücke wird dadurch ein getak- tetes und seine Polarität wechselndes Gleichstromsignal bereitgestellt, das von einem Ausgangsstromfilter so geglättet wird, dass sich ein möglichst sinusförmiger Spannungsverlauf am Ausgang des Filters ergibt. Der Ausgangsstromfil- ter wird aus diesem Grund häufig auch als Sinusfilter bezeichnet.
Der Ausgangsstromfilter umfasst dabei eine Mehrzahl von Induktivitäten und Kapazitäten. Ein bekannter und häufig eingesetzter Ausgangsstromfilter weist für jede der Phasen des Wechselrichters mindestens eine Induktivität auf, z. B. einer Spule, die zwischen dem jeweiligen Ausgang der Wechselrichterbrücke und dem entsprechenden Phasenanschluss des Energieversorgungsnetzes angeordnet ist. Weiterhin ist am wechselrichterseitigen Eingang des Filters jeweils eine Kapazität zwischen jedem Ausgangsanschluss der Wechselrichterbrücke und einem Nullleiter des Systems angeordnet. Ausgangsseitig, also zum Energieversorgungsnetz hin, ist für jede Phase eine zweite Kapazität vorgesehen. Diese zweite Kapazität ist in Sternschaltung geschaltet, kontaktiert also einen gemeinsamen, schwebenden Spannungsknoten. Die erste und zweite Kapazität wird üblicherweise durch entsprechende erste und zweite Kondensatoren gebildet.
Die korrekte und sichere Funktion des Wechselrichters der Energieerzeu- gungsanlage ist im hohen Maße von den genannten Kapazitäten, der Zwi- schenkreiskapazität und den Kapazitäten im Ausgangsstromfilter, abhängig. Die für die Bereitstellung der Kapazitäten verwendeten Kondensatoren unterliegen jedoch Alterungsprozessen, durch die ihr Kapazitätswert im Laufe der Zeit absinkt. Bei Elektrolytkondensatoren wird zusätzlich eine starke Temperaturab- hängigkeit bei Temperaturen unterhalb des Gefrierpunkts beobachtet. Bei Kenntnis der geänderten Kapazitätswerte kann bis zu einem gewissen Kapazitätsverlust die korrekte Funktionsweise des Wechselrichters durch Anpassen von Parametern des Wechselrichters, beispielsweise Regelparametern, die die Schaltzeiten im Schaltzyklus der Leistungshalbleiter der Wechselrichterbrücke bestimmen, ausgeglichen werden. Bei zu großen Abweichungen der Kapazitäten ist es sinnvoll, den Betrieb des Wechselrichters zu beenden, um weiterreichende Zerstörungen des Wechselrichters oder der Kondensatoren zu vermeiden. Sowohl zur Anpassung der Betriebsparameter des Wechselrichters, als auch zur Abschaltung des Wechselrichters oder zur Ausgabe einer im Vorfeld auf möglicherweise zu erwartende Probleme hinweisenden Warnung ist eine Kenntnis der Kapazitätswerte von Kapazitäten der Energieerzeugungsanlage, insbesondere der Zwischenkreiskapazitäten und der Filterkapazitäten, wünschenswert. Aus der Druckschrift DE 1 0 2004 036 21 1 A1 ist dazu beispielsweise ein Verfahren bekannt, bei dem ein Zwischenkreiskondensator bei Inbetriebnahme der Vorrichtung über einen Ladewiderstand vorgeladen wird. Aus einer Messung des Ladestroms und eines gemessenen Spannungsverlaufs am Zwischenkreiskondensator kann während der Vorladung die Kapazität des Zwischenkreiskon- densators ermittelt werden. Dieses Verfahren bietet sich insbesondere dann an, wenn eine Vorladung des oder der Zwischenkreiskondensatoren vorgesehen ist und die Vorrichtung über eine entsprechende Vorladevorrichtung verfügt. Auf ähnliche Weise wird gemäß der Druckschrift WO 02/1 8962 A1 der Zwi- schenkreiskondensator eines Wechselrichters einer Motorsteuerung durch einen Entladewiderstand bei Inaktivität der Motorsteuerung entladen. Aus einem gemessenen Spannungsverlauf beim Entladen wird die Kapazität des Zwi- schenkreiskondensators bestimmt.
Aus der Druckschrift US 201 2/0281443 A1 ist ein Verfahren zum Ermitteln eines defekten Kondensators eines aus einer Reihenschaltung von mehreren Kondensatoren bestehenden Zwischenkreises bekannt. Es werden dabei die über den einzelnen Kondensatoren abfallenden Spannungen gemessen und aus der Höhe der Spannungen wird auf einen defekten Kondensator geschlossen. Die Druckschrift US 201 3/01 55729 A1 beschreibt ein Verfahren zur Vorhersage einer zu erwartenden Lebenszeit eines Zwischenkreiskondensators eines Motorumrichters. Bei diesem Verfahren wird ein in dem Kondensator flie- Bender Wechselstromanteil ermittelt und daraus eine im Betrieb im Kondensator deponierte Leistung bestimmt. Aus der deponierten Leistung wird auf den Alterungszustand und damit die noch zu erwartende Lebenszeit des Kondensators geschlossen. Mit den in beiden genannten Druckschriften beschriebenen Verfahren können jedoch keine Kapazitätswerte der Kondensatoren ermittelt werden.
Die Druckschrift US 2009/0072982 A1 beschreibt eine Anlage zur Energieumwandlung, bei der die zeitliche Variation der Spannungen an Kondensatoren der Anlage gemessen wird und die Höhe eines Spannungsrippeis an den Kon- densatoren bestimmt wird. Zudem werden die beim Auftreten des Spannungsrippeis fließenden Ströme bestimmt. Aus der Höhe des Spannungsrippeis und der Höhe des fließenden Stroms wird die Kapazität des Kondensators ermittelt. Ein vergleichbares Verfahren beschreibt auch die Druckschrift EP 2 690 452 A2. Diese Verfahren können vorteilhaft sein, wenn eine Ermittlung der Kapazitäten während des Normalbetriebs der Energieversorgungsanlage gewünscht ist. Aus Sicherheitsgründen ist es jedoch häufig gewünscht, eine entsprechende Diagnose der korrekten Funktionsfähigkeit der Kondensatoren vorzunehmen, bevor sich eine Energieerzeugungsanlage mit dem Energieversorgungsnetz verbindet. Beispielsweise kann es problematisch sein, eine Energieversorgungsanlage mit hoher Leistung zu betreiben, wenn die Kapazität von Zwischenkreiskondensatoren temperaturbedingt auf extrem kleine Werte abgefallen ist. Dieses Problem tritt beispielsweise im Zusammenhang mit Elektrolytkondensatoren als Zwischenkreiskondensatoren bei Freiland-PV- Anlagen unter extremen Witterungsbedingungen auf. In der Regel erfolgt ein Anfahren einer solchen PV-Anlage erst nach einem Anwärmen der Zwischenkreiskondensatoren durch eine dafür vorgesehene Heizvorrichtung. Es ist daher eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren zum Bestimmen von Kapazitäten in einer Energieerzeugungsanlage zu schaffen, das möglichst ohne zusätzlichen apparativen Aufwand durchgeführt werden kann, bevor die Energieerzeugungsanlage mit einem Energieversorgungsnetz gekoppelt wird und sich im Einspeisebetrieb befindet. Es ist eine weitere Aufgabe, einen Wechselrichter zu schaffen, der zur Durchführung eines solchen Verfahrens geeignet ist.
Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren und einen Wechselrichter mit den Merkmalen des jeweiligen unabhängigen Anspruchs. Vorteilhafte Ausge- staltungen und Weiterbildungen sind in den abhängigen Ansprüchen angegeben.
Ein erfindungsgemäßes Verfahren der eingangs genannten Art weist die folgenden Schritte auf: Die Photovoltaik-Anlage wird durch Öffnen des Schaltor- gans von dem Energieversorgungsnetz getrennt. Der Wechselrichter wird zum Aufbau eines Inselnetzes betrieben, wobei mindestens zwei Ausgänge einer Wechselrichterbrücke des Wechselrichters mit einer gleichphasigen Wechselspannung beaufschlagt werden und ein Stromfluss zwischen der mindestens einen Zwischenkreiskapazität und dem Ausgangsstromfilter erzeugt wird. An den Ausgängen der Wechselrichterbrücke fließende Ströme und mindestens eine an einer Kapazität anliegende Spannung werden gemessen. Anschließend wird anhand der ermittelten Spannung und der gemessenen Ströme
ein Kapazitätswert der Kapazität bestimmt. Durch den Aufbau eines Inselnetzes, bei dem der Ausgangsstromfilter durch die Wechselrichterbrücke mit einer Wechselspannung beaufschlagt wird, wird auch bei Trennung von dem Energieversorgungsnetz ein Stromfluss zwischen der mindestens einen Zwischenkreiskapazität und dem Ausgangsstromfilter generiert. Mittels einer Strom- und Spannungsmessung können dann Kapazitätswerte von Kapazitäten der PV-Anlage ermittelt werden. Dadurch, dass mindestens zwei Phasen gleichphasig betrieben werden, stellt sich ein größerer Stromfluss und aufgrund der entstehenden pulsierenden Leistungsentnahme aus der Zwi- schenkreiskapazität eine größerer Rippel der ermittelten Spannung ein, als es in einem normalen Betrieb, bei dem alle Phasen zueinander phasenverschoben sind, der Fall wäre. So wird eine höhere Messgenauigkeit erzielt.
Bei einer vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird die Spannung über mindestens einer der Zwischenkreiskapazitäten der PV-Anlage gemessen. Aus der Höhe eines Rippeis der Spannung und den gemessenen Strömen wird der Kapazitätswert der mindestens einen Zwischenkreiskapazität bestimmt. Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wird in dieser Ausgestaltung die Bestimmung der Kapazitätswerte des Zwischenkreiskondensators bzw. der Zwischen- kreiskondensatoren vor einem Aufschalten des Wechselrichters auf das Energieversorgungsnetz, also vor einer Verbindung des Wechselrichters mit dem Energieversorgungsnetz, möglich.
Bei zeitlich variierendem Stromfluss in/aus dem Zwischenkreis variiert die Höhe der Spannung an der mindestens einen Zwischenkreiskapazität mit einer Frequenz, die mit der Frequenz des Stroms zusammenhängt und - abhängig von der Phasenbeziehung an den Ausgängen der Wechselrichterbrücke - bei der zwei- oder dreifachen Frequenz des Stroms im Inselnetz liegt. Die Variation der Spannung an der mindestens einen Zwischenkreiskapazität wird im Rahmen der Anmeldung auch als Spannungsrippel bezeichnet.
Bei einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird die Spannung über mindestens einer ersten Kapazität des Ausgangsstromfilters ermit- telt, wobei aus der ermittelten Spannung und den gemessenen Strömen der Kapazitätswert der mindestens einen ersten Kapazität bestimmt wird. Damit ist auch die Bestimmung von Kapazitätswerten von Kondensatoren des Ausgangsstromfilters vor dem Aufschalten des Wechselrichters auf das Energie- Versorgungsnetz möglich. In dieser Ausgestaltung ist das Verfahren insbesondere geeignet, um Kapazitätswerte von Kondensatoren zu bestimmen, die zwischen einem Ausgang der Wechselrichterbrücke und einem gemeinsamen Nullleiter angeordnet sind. Besonders hohe Ströme werden bei den genannten Verfahren erzielt, wenn alle Ausgänge der Wechselrichterbrücke des Wechselrichters gleichphasig mit Wechselspannung beaufschlagt werden. Dieses führt zu einer bestmöglichen Genauigkeit bei der Kapazitätswertbestimmung. Bei einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird die Spannung über mindestens einer zweiten Kapazität des Ausgangsstromfilters ermittelt, wobei der Kapazitätswert der mindestens einen zweiten Kapazität anhand von mindestens zwei Messungen von Spannungen und Strömen bestimmt wird, wobei die mindestens zwei Messungen bei unterschiedlichen Phasenbeziehun- gen der Wechselspannungen an den Ausgängen der Wechselrichterbrücke erfolgt. In dieser Ausgestaltung ist das Verfahren geeignet, Kapazitätswerte auch von Kondensatoren zu bestimmen, die innerhalb des Ausgangsstromfilters zwischen verschiedenen Ausgängen der Wechselrichterbrücke angeordnet sind. Hier werden zwei Messungen bei unterschiedlichen Phasenbeziehungen an den Ausgängen der Wechselrichterbrücke durchgeführt, durch die die durch die zweiten Kapazitäten fließenden Ströme rechnerisch von solchen Strömen getrennt werden können, die über Kapazitäten zu einem gemeinsamen Nullleiter fließen. Bei einem dreiphasigen Wechselrichter werden dabei bevorzugt in jeder der mindestens zwei Messungen jeweils zwei Ausgänge der Wechselrichterbrücke mit einer gleichphasigen Wechselspannung und ein dritter Ausgang der Wechselrichterbrücke mit einer davon in ihrer Phasenlage abweichenden Wechsel- Spannung beaufschlagt. Besonders bevorzugt weist die am dritten Ausgang anliegende Wechselspannung eine Phasenlage von 180 Grad zu der an den anderen beiden Ausgängen der Wechselrichterbrücke anliegenden Wechselspannung auf. So wird wiederum ein maximaler Stromfluss erzielt, der die Ge- nauigkeit bei der Bestimmung der Kapazitätswerte erhöht. Weiter bevorzugt werden drei Messungen durchgeführt, wobei in jeder der Messungen ein anderer der Ausgänge der Wechselrichterbrücke mit der in ihrer Phasenlage abweichenden Wechselspannung beaufschlagt wird. Auf diese Weise können die jeweiligen Kapazitätswerte auf Basis verschiedener Messungen bestimmt wer- den. Die Messergebnisse weisen eine gewisse Redundanz auf, durch die einzelnen Kapazitätswerte überbestimmt sind. Die Überbestimmtheit ermöglicht eine Abschätzung der Qualität und damit Aussagekraft des Messergebnisses.
Bei einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird ein ermittel- ter Kapazitätswert mit einem vorgegebenen Mindestkapazitätswert verglichen, wobei ein unterhalb des Mindestkapazitätswertes liegender Kapazitätswert signalisiert wird. Weiter vorteilhaft wird ein ermittelter Kapazitätswert abgespeichert und mit zuvor abgespeicherten Kapazitätswerten verglichen. Bevorzugt wird aus dem ermittelten Kapazitätswert und mindestens einem abgespeicher- ten Kapazitätswert eine Änderungsrate des Kapazitätswertes bestimmt, wobei anhand der Änderungsrate eine Lebensdauer des die Kapazität bereitstellenden Kondensators abgeschätzt wird. Bei diesen Ausgestaltungen des Verfahrens wird die Kapazitätsbestimmung vorteilhaft verwendet, um einen Anlagenbetreiber vor aktuellen oder möglicherweise bevorstehenden Problemen zu warnen. Gegenmaßnahmen können so unverzüglich oder vorsorglich eingeleitet werden.
Bei einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung wird das Verfahren während eines Startvorgangs des Wechselrichters mehrfach durchgeführt. So kann ein möglicherweise nur temporäres Problem, das sich während der (oder auch durch die) Ausführung des Verfahrens löst, identifiziert werden und der Aufstartvorgang ggf. fortgesetzt werden. Dabei kann vorgesehen sein, bei einer Änderung der ermittelten Zwischenkreiskapazität während des Verfahrens die- ses zur Erwärmung von Kondensatoren im Zwischenkreis durchzuführen. Der im Verfahren hervorgerufene Stromfluss kann so zur Erwärmung der Kondensatoren eingesetzt werden, wodurch eine temperaturbedingte Kapazitätserniedrigung aufgrund des relativ kleinen fließenden Stroms schonend behoben wer- den kann.
Bei einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung wird das Verfahren bei verschiedenen Frequenzen der Wechselspannung an den Ausgängen der Wechselrichterbrücke durchgeführt. Mit den dann frequenzabhängig vorliegenden Messwer- ten kann ein Induktivitätswert mindestens einer Induktivität des Ausgangsstromfilters bestimmt werden. Damit sind die Größen aller Komponenten eines typischen Ausgangsstromfilters bestimmbar.
Ein erfindungsgemäßer mehrphasiger Wechselrichter zur Verbindung mit einem Energieversorgungsnetz weist eine Steuereinrichtung mit einer Auswerteeinheit auf. Er zeichnet sich dadurch aus, dass die Steuereinrichtung in Verbindung mit der Auswerteeinheit zur Durchführung eines der zuvor beschriebenen Verfahren eingerichtet ist. Es ergeben sich die im Zusammenhang mit den Verfahren beschriebenen Vorteile.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand von Ausführungsbeispielen mithilfe von Figuren näher erläutert. Die Figuren zeigen:
Fig. 1 ein schematisches Blockschaltbild einer PV-Anlage;
Fig. 2a eine detaillierte Darstellung eines Teils der PV-Anlage der Fig. 1 ;
Fig. 2b eine auf eine Phase beschränkte vereinfachte Darstellung der Fig.
2a;
Fig. 3 ein Flussdiagramm eines erfindungsgemäßen Verfahrens; Fig. 4 ein Diagramm zur Darstellung einer typischen Abnahme einer Kapazität während der Lebenszeit eines Kondensators;
Fig. 5a ein Flussdiagramm mit Verfahrensschritten zum Bestimmen von
Zwischenkreiskapazitäten;
Fig. 5b, c jeweils ein Flussdiagramm mit Verfahrensschritten zum Bestimmen von ersten bzw. zweiten Kapazitäten eines Ausgangsstromfilters;
Fig. 6a - d jeweils ein schematisches Ersatzschaltbild von einem Teil der PV- Anlage während der Durchführung der Verfahren gemäß Fig. 4 und Fig. 7a, b jeweils ein Diagramm einer zeitabhängigen Kapazitätsänderung eines Zwischenkreiskondensators während eines kontinuierlich durchgeführten Verfahrens gemäß Fig. 4a.
Fig. 1 zeigt in einem Blockschaltbild eine Übersicht über den Gesamtaufbau einer PV-Anlage. Die PV-Anlage umfasst einen PV-Generator 1 , der in Fig. 1 durch das Schaltbild einer einzelnen PV-Zelle symbolisiert ist. Der PV- Generator 1 kann in bekannter Weise ein oder mehrere PV-Module umfassen. Beim Einsatz mehrerer PV-Module sind diese häufig zu sogenannten Strings reihenverschaltet. Mehrerer dieser Strings können parallel geschaltet sein, um den PV-Generator 1 zu bilden.
Der PV-Generator 1 ist über Gleichstromleitungen mit einem Zwischenkreis 2 verbunden, der im hier dargestellten Ausführungsbeispiel zwei in Reihe geschaltete Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22 umfasst. Der Mittelabgriff zwischen den beiden Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22 bildet einen virtuellen Nullpunkt NP, der ein Bezugspotential für die Gleichstromseite der PV-Anlage bereitstellt. Der PV-Generator 1 ist über den Zwischenkreis 2 mit einem gleichstromseitigen Eingang einer Wechselrichterbrücke 3 verbunden. Die Wechselrichterbrücke 3 dient der Umwandlung des von dem PV-Generator 1 erzeugten Gleichstroms in einen an Ausgängen der Wechselrichterbrücke 3 ausgegebenen Wechselstrom. Die Wechselstromausgänge der Wechselrichterbrücke 3 sind mit einem Ausgangsstromfilter 6 verbunden, wobei in der Verbindung zwischen der Wechselrichterbrücke 3 und dem Ausgangsstromfilter 6 Strommesssensoren 4 angeordnet sind. Die Wechselrichterbrücke 3 ist mehrphasig, hier beispielhaft dreiphasig ausgebildet. Zur Unterscheidung der drei unterschiedlichen Phasen werden nachfolgend die Zusätze„a", „b" und„c" in Verbindung mit Bezugszeichen oder Bezeichnungen verwendet. Komponenten, die den einzelnen Phasen a, b, c zugeordnet sind, sind in ihren Bezugszeichen durch ein hinzugefügtes„a" bzw.„b" oder„c" gekennzeichnet. Wird ein Bezugszeichen ohne einen solchen Zusatz verwendet, so sind entweder alle Komponenten mit diesem Bezugszeichen unabhängig von ihrem Zusatz adressiert oder eine nicht näher spezifizierte dieser Komponenten mit diesem Bezugszeichen. Ein Verweis auf den „Strommesssensor 4" bezieht sich also je nach Zusammenhang entweder auf die Strom- messsensoren 4a, 4b und 4c gemeinsam oder aber auf einen nicht näher spezifizierten der Strommesssensoren 4a, 4b oder 4c.
Die Strommesssensoren 4 dienen der Bestimmung von am jeweiligen Ausgang der Wechselrichterbrücke 3 fließenden Strömen la, Ib und Ic. Die Ausgänge der Strommesssensoren 4 werden einer Steuereinrichtung 5 zugeführt, die eine Auswerteeinheit 51 zur Messung und Auswertung der Ausgänge der Strommesssensoren 4 umfasst. Die Steuereinrichtung 5 übernimmt weiterhin der An- steuerung der Wechselrichterbrücke 3, hier insbesondere der in dieser Figur nicht näher dargestellten Halbleiterschalter der Wechselrichterbrücke 3.
Der Ausgangsstromfilter 6 dient der Signalformung des Ausgangssignals der Wechselrichterbrücke 3. Ohne Ausgangsstromfilter ist das Ausgangssignal der Wechselrichterbrücke 3 im Wesentlichen ein zwischen verschiedenen Potentia- len wechselndes pulsierendes Gleichspannungssignal. Der Ausgangsstromfilter 6 formt aus diesem gepulsten Gleichspannungssignal einen in etwa wechsels- pannungsförmigen Ausgangsstrom, der über ein Wechselspannungs- (AC - alternating current) Schaltorgan 7 in ein Energieversorgungsnetz 8 eingespeist werden kann. Wie die Wechselrichterbrücke 3 ist auch das Energieversorgungsnetz 8 dreiphasig ausgebildet, mit Phasenleitern La, Lb und Lc. Weiterhin ist ein Nullleiter N vorhanden, der ebenfalls über das AC-Schaltorgan 7 und den Ausgangsstromfilter 6 mit dem virtuellen Nullpunkt NP der Gleichstromseite der PV-Anlage 1 verbunden ist. Der Ausgangsstromfilter 6 umfasst üblicherweise eine Anordnung aus mehreren Kapazitäten und Induktivitäten. Eine typische Ausgestaltung eines Ausgangsstromfilters 6 ist nachfolgend im Zusammenhang mit den Figuren 2 und 3 näher beschrieben.
Im dargestellten Ausführungsbeispiel sind die Wechselrichterbrücke 3, die Strommesssensoren 4, die Steuereinrichtung 5 und der Ausgangsstromfilter 6 in einem Wechselrichter 9 integriert. In alternativen Ausgestaltungen kann beispielsweise zusätzlich der Zwischenkreis 2 mit in dem Wechselrichter 9 integriert sein, oder aber der Ausgangsstromfilter 6 in einem separaten Gehäuse angeordnet sein.
Es wird angemerkt, dass in der Fig. 1 lediglich im Rahmen der Anmeldung wesentliche Elemente der PV-Anlage dargestellt sind. So können auf der Gleich- und/oder Wechselstromseite beispielsweise nicht dargestellte weitere Schaltorgane (z.B. Trennelemente, Schütze), Schutzeinrichtungen (z.B. Sicherungen), Überwachungseinrichtungen und/oder Transformatoren vorgesehen sein.
Fig. 2a zeigt einen Ausschnitt aus Fig. 1 detaillierter. Nicht dargestellt ist in der Fig. 2a der PV-Generator 1 , die Steuereinrichtung 5, das AC-Schaltorgan 7 und das Energieversorgungsnetz 8.
In Fig. 2a ist der Aufbau der Wechselrichterbrücke 3 für die drei Phasen a, b, c angedeutet. Die Wechselrichterbrücke 3 weist für jede der drei Phasen einen Brückenzweig auf, der in dem hier dargestellten Beispiel zwei Halbleiterschalter 31 , 32 umfasst. Als Halbleiterschalter sind beispielhaft IGBT (insulated-gate bipolar transistor) -Schalter dargestellt. Es versteht sich, dass die Wechselrichterbrücke 3 ebenso mit anderen Halbleiterleistungsschaltern, beispielsweise MOSFETs (metal oxide semiconductor field-effect transistors) aufgebaut sein kann. Den Halbleiterschaltern 31 , 32 sind nicht näher benannte Freilaufdioden zugeordnet, die externe Bauelemente sein können oder in die Halbleiterschalter 31 , 32 integriert sein können. Den Halbleiterschaltern 31 , 32 vorgeschaltete Bauelemente, die ihrer Ansteuerung dienen, sind aus Gründen der Übersichtlichkeit in der Fig. 2a nicht dargestellt. Die Schaltsignale für die Halbleiterschal- ter 31 , 32 werden letztlich von der Steuereinrichtung 5 gemäß bekannten Modulationsverfahren, insbesondere Pulsweitenmodulationsverfahren (PWM), generiert und über die entsprechenden Ansteuerschaltungen auf die Halbleiterschalter 31 , 32 übertragen. In der Fig. 2a ist eine Zweipunkt-Topologie der Wechselrichterbrücke 3 dargestellt, bei der jeder Wechselstromausgang der Wechselrichterbrücke 3, der von dem Mittelabgriff zwischen dem in Reihe geschalteten Halbleiterschaltern 31 , 32 gebildet ist, wahlweise mit einem positiven Pol des PV-Generators 1 bzw. einem negativen Pol des PV-Generators 1 verbunden werden kann. Es versteht sich, dass andere Topologien eingesetzt werden können, insbesondere eine Dreipunkttopologie, bei der zusätzlich die Möglichkeit besteht, den Ausgangs- anschluss der Wechselrichterbrücke 3 über einen bidirektional arbeitenden weiteren Halbleiterschalter mit dem Bezugspotential am virtuellen Nullpunkt NP, also dem Mittelabgriff zwischen den Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22, zu ver- binden.
Der Ausgangsstromfilter 6 weist für jede der Phasen a, b, c zwei Kapazitäten 61 , 62 sowie eine Induktivität 63 auf. Die Kapazitäten 61 , 62 werden üblicherweise von Kondensatoren, typischerweise Folienkondensatoren, gebildet. Die erste Kapazität 61 ist dabei bei jeder der Phasen a, b, c zwischen dem Aus- gangsanschluss der Wechselrichterbrücke 3, der den Eingang des Ausgangsstromfilters 6 darstellt, und dem Nullleiter N angeordnet. Die Induktivität 63 ist jeweils zwischen Eingangs- und Ausgangsanschlüssen des Ausgangsstromfil- ters 6 angeordnet. Die Ausgangsanschlüsse des Ausgangsstromfilters 6 sind jeweils mit einer zweiten Kapazität 62 verbunden, wobei die jeweils anderen Anschlüsse der zweiten Kapazitäten 62 an einen gemeinsamen virtuellen Sternpunkt 64 führen. Der Ausgang des Ausgangsstromfilters 6 ist dann in der in der Fig. 1 gezeigten Weise über das AC-Schaltorgan 7 mit dem Energieversorgungsnetz 8 verbunden.
In der Fig. 2b ist der Übersichtlichkeit halber für die weiteren Betrachtungen die Fig. 2a auf eine der Phasen, hier beispielhaft die Phase a, beschränkt wieder- gegeben. Der Ausgangsstromfilter 6 ist in einem Ersatzschaltbild dargestellt, das für einen Betriebszustand gilt, in dem die drei Phasen a, b, c gleichphasig betrieben werden. Aufgrund der Gleichphasigkeit aller Phasen a, b, c fließen keine Ströme durch die Kapazitäten 62. Da der Wechselrichter 9 vom Energieversorgungsnetz 8 durch das geöffnete AC-Schaltorgan 7 getrennt ist, also eine Inselnetzsituation vorliegt, fließen auch durch die Induktivitäten 63 keine Ströme. In einem Ersatzschaltbild des Ausgangstromfilters 6 können diese Komponenten also für den genannten Betriebszustand des Wechselrichters 9 ignoriert werden. Anhand der nachfolgend beschriebenen Figuren 3 bis 5 werden erfindungsgemäße Verfahren zum Bestimmen von Kapazitätswerten der Kapazitäten der PV-Anlage erläutert. Die Verfahren können beispielsweise in der in Fig. 1 und 2 dargestellten PV-Anlage und insbesondere mithilfe des dort verwendeten Wechselrichters ausgeführt werden. Sie werden daher beispielhaft mit Bezug auf diese Figuren und unter Verwendung der dort benutzten Bezugszeichen erläutert.
Fig. 3 zeigt einen grundsätzlichen Ablauf eines anmeldungsgemäßen Verfahrens in einem Flussdiagramm.
In einem ersten Schritt S1 startet der Wechselrichter 9 der PV-Anlage, beispielsweise nach einer Zeitperiode, in der vom PV-Generator 1 keine ausreichende Leistung zum Betrieb des Wechselrichters und zur Einspeisung in das Energieversorgungsnetz 8 geliefert wurde, also z.B. nach einer Nacht. Bei dem Startvorgang des Wechselrichters 9 ist der Ausgang der Wechselrichterbrücke 3 durch ein geöffnetes AC-Schaltorgan 7 vom Energieversorgungsnetz 8 getrennt. Ein Start des Wechselrichters 9 erfolgt, sobald eine dafür ausreichende Leistung von dem PV-Generator 1 bereitgestellt wird.
In einem zweiten Schritt S2 wird bei geöffnetem Schaltorgan 7 vom Wechselrichter ein sogenanntes Inselnetz aufgebaut. In einem Einspeisebetrieb des Wechselrichters herrscht bei einem dreiphasigen Netz zwischen den einzelnen Phasen a, b, c jeweils eine Phasenverschiebung von 120 Grad. Die Phasenlage des Gesamtsystems ist angepasst an die im Energieversorgungsnetz herrschende. In dem Schritt S2 wird bei dem Inselnetz eine davon abweichende Phasenbeziehung der Phasen a, b, c untereinander aufgebaut, indem mindestens zwei der Phasen gleichphasig zueinander sind (Phasenverschiebung 0 Grad). Bevorzugt werden alle drei Phasen gleichphasig mit einer Phasenverschiebung von 0 Grad zueinander betrieben. Im Folgenden wird von einer solchen Situation, in der alle drei Phasen a, b, c gleichphasig betrieben werden, ausgegangen. In einem nächsten Schritt S3 werden die beim Betreiben des Inselnetzes am Ausgang der Wechselrichterbrücke 3 fließenden Ströme la, Ib und Ic durch die Strommesssensoren 4a, 4b bzw. 4c gemessen und in der Auswerteeinheit 51 ausgewertet. In einem für das Verfahren zum Bestimmen der Kapazitätswerte der Kapazitäten der PV-Anlage zunächst optionalen Schritt wird in einem Schritt S4 anhand der Strommesswerte aus Schritt S3 eine Plausibilitätsprüfung vorgenommen, um defekte Stromsensoren 4 zu identifizieren. Beispielsweise würden stark voneinander abweichende Strommesswerte la, Ib, Ic eher auf einen defekten Stromsensor schließen lassen, als auf Unterschiede in den zu ermittelnden Kapazitäten. Auch ein Stromwert, der konstant null beträgt, deutet auf einen defekten Stromsensor hin. Bei der Ermittlung, ob ein Stromwert la, Ib, Ic auf einen defekten Stromsensor schließen lässt, können auch Stromwerte vergleichbarer Messungen aus der Vergangenheit, die zu Protokoll zwecken gespeichert wurden, herangezogen werden.
Wenn in dem Schritt S4 ein Stromsensor als defekt erkannt wird, verzweigt das Verfahren zu einem Schritt S5, indem das Vorhandensein eines defekten Stromsensors 4 signalisiert wird, beispielsweise durch Versenden einer entsprechenden Meldung an eine übergeordnete Überwachungseinrichtung über eine Signal- und/oder Datenleitung. Das Verfahren wird daraufhin beendet und der Betrieb des Wechselrichters eingestellt.
Wenn in dem Schritt S4 die Stromwerte la, Ib, Ic zumindest in einem plausibel erscheinenden Bereich liegen, wird das Verfahren mit einem Schritt S6 fortgeführt, in dem die eigentliche Bestimmung der Kapazitätswerte erfolgt. Plausibili- tätsgrenzen für die entsprechenden Stromwerte lassen sich im Falle eines Aus- gangsstromfilters, der Induktivitäten und Kapazitäten (LC-Filter) aufweist, und unter Berücksichtigung von Bauteil- und sonstigen Toleranzen auf Basis der Impedanz des Ausgangsstromfilters, der gemessenen Ströme und der gemessenen oder vorgegebenen Spannungen am Ausgangsstromfilter ermitteln.
Details zu dem Schritt S6 werden in den Figuren 5a, 5b und 5c in weiteren Flussdiagrammen näher erläutert.
Das Ergebnis der Kapazitätsbestimmung aus dem Schritt S6 wird in einem nachfolgenden Schritt S7 bewertet. Dabei wird anhand von hinterlegten Grenzwerten betrachtet, ob die Kapazitäten in einem vorgegebenen Toleranzbereich liegen oder nicht. Dabei können zum einen absolute Werte der Kapazitäten betrachtet werden, insbesondere Grenzwerte relativ zu Nennwerten der Kapazitäten, und zum anderen auch Änderungsraten der Kapazitäten. Ähnlich wie zuvor im Zusammenhang mit der Überprüfung der Stromsensoren im Schritt S4 beschrieben, werden auch die ermittelten Kapazitäten vorzugsweise in einem Pro- tokollspeicher protokolliert, so dass in vorhergehenden Messungen bestimmte Kapazitätswerte ebenfalls zur Beurteilung der aktuell gemessenen Kapazitätswerte herangezogen werden können. Bevorzugt wird das hier beschriebene Verfahren zum Bestimmen der Kapazitätswerte innerhalb einer PV-Anlage re- gelmäßig, beispielsweise bei jedem Startvorgang am Morgen - und damit zumindest einmal täglich - durchgeführt, so dass eine kontinuierliche Beobachtung der Kapazitätswerte möglich ist. Liegen die Kapazitätswerte nicht in einem geeigneten Toleranzbereich, verzweigt das Verfahren zu einem Schritt S8, in dem die entsprechende Kapazität bzw. der Kapazität zugrundeliegende Kondensator als defekt signalisiert wird, beispielsweise wiederum durch eine entsprechende Meldung über die Signal- und/oder Datenleitung zu der übergeordneten Überwachungseinrichtung. Wie im Schritt S5 wird daraufhin der Betrieb des Wechselrichters 9 beendet.
Wenn in dem Schritt S7 die Kapazitäten als innerhalb des Toleranzbereichs liegend erkannt wurden, wird das Verfahren mit einem Schritt S9 fortgesetzt, in dem die ermittelten Kapazitätswerte weiterverarbeitet werden. Zum einen er- folgt in diesem Schritt S9 die Protokollierung der Kapazitätswerte, entweder innerhalb der Steuereinrichtung 5 oder innerhalb der übergeordneten Überwachungseinrichtung. Zum anderen können die ermittelten Kapazitätswerte verwendet werden, um Steuerungs- und/oder Regelungsparameter für den Wechselrichter 9 zu optimieren und damit die Einspeiseströme optimal einzustellen und Instabilitäten in der Regelung zu verhindern.
Aus der kontinuierlichen Beobachtung der Kapazitätswerte kann eine aktuelle Änderungsrate der Kapazitätswerte ermittelt werden, beispielsweise die tägliche prozentuale oder absolute Änderung der Kapazitätswerte. Eine starke Ände- rung der Kapazitätswerte deutet auf einen bevorstehenden Ausfall des entsprechenden Kondensators hin. In Fig. 4 ist eine typische Zeitverlaufskurve 71 einer Kapazität C eines Kondensators wiedergegeben. Dargestellt ist die Abnahme der Kapazität C von einer nominellen Nennkapazität Cnenn mit fortschreitender Zeit t. Typischerweise verlieren Kondensatoren ihre Kapazität zunächst sehr langsam mit geringen Änderungsraten über einen langen Zeitraum, bevor sich ab einem bestimmten Zeitpunkt, der hier beispielhaft bei t=t* als gestrichelte Linie eingezeichnet ist, die Änderungsrate schnell vergrößert und die Kapazität rasch abfällt. Wenn anhand der Änderungsraten der Kapazitätswerte ein Ausfall eines der Kondensatoren bevorsteht, kann in einem ebenfalls optionalen Schritt S10 eine entsprechende Servicemeldung zur vorsorglichen Wartung bzw. zum Aus- tausch des entsprechenden Kondensators ausgegeben werden.
Schließlich kann in einem Schritt S1 1 der Startvorgang des Wechselrichters 9 fortgesetzt werden und sich der Wechselrichter 9 mit den im Schritt S9 optimierten Parametern für den Einspeisebetrieb auf das Energieversorgungsnetz 8 aufschalten.
Fig. 5 zeigt in drei Flussdiagrammen in den Teilbildern a bis c Details der Bestimmung der Kapazitätswerte während des Verfahrensschritts S6 aus Fig. 3. Im Flussdiagramm der Fig. 5a werden Verfahrensschritte zum Bestimmen der Kapazität der Zwischenkreiskondensatoren 21 , 22 beschrieben. Das Flussdiagramm der Fig. 5b beschreibt Verfahrensschritte zum Bestimmen der Kapazitätswerte der ersten Kapazitäten 61 des Ausgangsstromfilters 6. Das in Fig. 5c dargestellte Verfahren gibt die Verfahrensschritte zum Bestimmen der Kapazitätswerte der zweiten Kapazitäten 62 des Ausgangsstromfilters 6 wieder.
Die in Fig. 5a und 5b dargestellten Verfahren können unabhängig voneinander durchgeführt werden. Das in Fig. 5c gezeigte Verfahren setzt die vorherige Durchführung des Verfahrens aus Fig. 5b voraus. In einer bevorzugten Ausgestaltung des Verfahrens nach Fig. 3 werden im Schritt S6 die in allen Teilfiguren 5a bis 5c gezeigten Verfahrensschritte nacheinander durchgeführt, um vorteilhaft Informationen über alle relevanten Kapazitäten der PV-Anlage, also die Zwischenkreiskapazitäten 21 , 31 , die ersten Kapazitäten 61 und die zweiten Kapazitäten 62 des Ausgangsstromfilters 6, zu erhalten. In einem ersten Schritt S601 der Fig. 5a wird die Strommessung aus Schritt S3 entweder erneut durchgeführt oder es werden die in Schritt S3 gemessenen Stromwerte zur weiteren Auswertung übernommen. Die Strommessung im Schritt S601 wird also ebenso wie die Strommessung S3 in einem Betriebszu- stand des Wechselrichters durchgeführt, in dem alle drei Phasen a, b, c gleichphasig ohne Phasenverschiebung zueinander im Inselnetzbetrieb durch die Wechselrichterbrücke 3 mit Spannung beaufschlagt werden. Aufgrund der Gleichphasigkeit aller Phasen a, b, c fließen bei geöffnetem AC-Schaltorgan 7 weder durch die Induktivitäten 63 noch durch die Kapazitäten 62 Ströme. Wie in dem Ersatzschaltbild des Ausgangstromfilters 6 in Fig. 2b gezeigt ist, können diese Komponenten entsprechend für diesen Betriebszustand des Wechselrichters 9 ignoriert werden. Elektrisch ist in diesem Betriebszustand nur die Kapazität 61 relevant und zu berücksichtigen.
Die drei ersten Kapazitäten 61 a, 61 b, 61 c der drei Phasen sind somit gewissermaßen parallel geschaltet und werden mit der Ausgangsstromfrequenz der Ströme la, Ib, Ic, üblicherweise also mit 50 Hz oder mit 60 Hz, umgeladen. Ladung wird somit durch das Schalten der Halbleiterschalter 31 , 32 permanent zwischen den ersten Kapazitäten 61 und den Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22 hin und her transferiert, wobei die Größe des die Ladung übertragenden Stroms in dem Schritt S601 bzw. S3 gemessen wurde. Der Ladungstransfer führt zu einer permanenten Auf- und Entladung der Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22, was sich in einer Variation der an diesen Kapazitäten 21 , 22 anliegenden Spannungen zeigt. Die Variation der Spannung an den Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22 wird auch als Spannungsrippel bezeichnet. Der Spannungsrippel wäre auch bei einem nicht phasengleichen Betreiben der Phasen a, b, c zu beobachten, z.B. wenn alle drei Phasen um jeweils 120° phasenverschoben zueinander betrieben würden, wäre in seiner Intensität dann jedoch deutlich kleiner und damit schlechter zu messen. Dieses gilt insbesondere, da die Spannung im Zwischenkreis einige 100 Volt betragen kann, wohingegen der Spannungsrippel bei den in dieser Inselnetzsituation vorkommenden Umladeströmen im Bereich von höchstens einigen Volt oder auch weniger als einem Volt liegt. Das gleichphasige Betreiben der Phasen a, b, c führt zu dem für diese Umladeströme größtmöglichen zu beobachtenden Spannungsrippel und ist damit vorteilhaft für die Messgenauigkeit. Aus der Höhe des gemessenen Spannungsrippeis in Verbindung mit den gemessenen Strömen la, Ib, Ic kann der Kapazitätswert der Zwischenkreiskapazi- täten 21 , 22, der im Wesentlichen auf die verwendeten Zwischenkreiskonden- satoren zurückzuführen ist, ermittelt werden.
Dabei kann der folgende Zusammenhang zwischen den Kapazitätswerten C2i bzw. C22 der Zwischenkreiskapazitäten 21 bzw. 22 und einer gemessenen Amplitude LJ2i bzw. i22 des jeweiligen Spannungsrippeis an der Zwischenkreiskapazitäten 21 bzw. 22, und der Amplitude Ϊ der Summe der gemessenen Ströme la, Ib und Ic zugrunde gelegt werden: C21 = Ϊ / (co Ü21 ) und entsprechend C22 = Ϊ / (co Ü22), wobei co die Kreisfrequenz des Wechselstroms la, Ib, Ic angibt. Für einen Zwischenkreis mit nur einer Zwischenkreiskapazität ist entsprechend nur eine der Beziehungen zu berücksichtigen. Das in Fig. 5b dargestellte Verfahren zum Bestimmen der Kapazitätswerte der ersten Kapazitäten 61 des Ausgangsstromfilters 6 kann im Anschluss an das in Fig. 5a gezeigte Verfahren durchgeführt werden. Es ist aber auch möglich, das in Fig. 5b dargestellte Verfahren durchzuführen, ohne dass das in Fig. 5a dargestellte Verfahren zuvor ausgeführt wurde.
In einem ersten Schritt S604 werden wiederum die an den gleichphasigen Ausgängen der Wechselrichterbrücke fließenden Ströme la, Ib, Ic gemessen. Wenn das in Fig. 5a gezeigte Verfahren zuvor ausgeführt wurde, können die Messwerte aus dem Schritt S601 übernommen werden. Weiterhin ist es auch hier möglich, die Messwerte aus dem Schritt S3 zu verwenden.
In einem nächsten Schritt S605 wird die Höhe der Spannung, auf die die ersten Kapazitäten 61 aufgeladen werden, ermittelt. Diese Spannung kann entweder gemessen werden oder kann aus Vorgaben entnommen werden, da der Wech- selrichter im Inselbetrieb üblicherweise die Höhe der Ausgangswechselspannung am Ausgang der Wechselrichterbrücke 3 auf diesen vorgegebenen Spannungswert ausregelt, indem die Halbleiterschalter 31 , 32 die an den Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22 anliegende Spannung geeignet moduliert. In einem dann folgenden Schritt S606 werden die Kapazitätswerte der ersten Kapazitäten 61 anhand der entsprechenden Wertepaare aus Strom la, Ib, Ic und der an den Kapazitäten 61 , 62 anliegenden Spannung ermittelt. In dem Flussdiagramm der Fig. 3 ist die Überprüfung der Kapazitäten im Schritt S7 der Bestimmung der Kapazitätswerte im Schritt S6 nachgelagert. Es versteht sich, dass eine Abfrage, ob ein ermittelter Kapazitätswert im Toleranzbereich liegt, bereits nach jedem der Teilverfahren der Fig. 5a bzw. 5b erfolgen kann.
In Fig. 6a ist die den Verfahren der Fig. 5a und 5b zugrundeliegende Betriebssituation des Wechselrichters der PV-Anlage nochmals in anderer Art dargestellt. Bei dieser schematischen Zeichnung ist der Wechselrichter durch das Ersatzschaltbild einer Spannungsquelle 10 wiedergegeben. Die Gleichphasigkeit der Phasen a, b, c äußert sich in dem Vorliegen nur einer Spannungsquelle 10, an der alle Phasen parallel angeschlossen sind.
Nach Bestimmung der Kapazitätswerte der ersten Kapazitäten 61 des Ausgangsstromfilters 6 wird zum Bestimmen der zweiten Kapazitäten 62 des Aus- gangsstromfilters 6 das in Fig. 5c dargestellte Verfahren ausgeführt.
In einem ersten Schritt S607 dieses Verfahrens wird die Ansteuerung der Halbleiter 31 , 32 der Wechselrichterbrücke 30 so modifiziert, dass sich eine geänderte Phasenbeziehung zwischen den Phasen a, b, c ergibt. Nach wie vor wird dabei ein Inselnetz beibehalten. Konkret wird bei erster Ausführung des Schrittes S607 die Gleichphasigkeit für zwei der Phasen a, b, c beibehalten, wohingegen die dritte der Phasen demgegenüber mit einer Phasenverschiebung von 180 Grad bezüglich der Spannung betrieben wird. Diese Situation ist im Ersatzschaltbild der Fig. 6b analog zum Ersatzschaltbild der Fig. 6a dargestellt. Beispielhaft werden hier die Phasen b und c gleichphasig betrieben, indem sie an die Spannungsquelle 10 angeschlossen sind. Eine dazu mit umgekehrter Polarität betriebene Spannungsquelle 10' beaufschlagt dagegen die Phase a mit einer Phasenverschiebung in der Spannung von 180 Grad. Nachdem sich dieser Betriebszustand eingestellt hat, wird in einem darauffolgenden Schritt S608 wiederum eine Strommessung der Ströme la, Ib, Ic vorgenommen.
In einem Schritt S609 verzweigt das Verfahren zurück zum Schritt S607, in dem nun die Phasenbeziehung der Phasen a, b, c zueinander derart geändert wird, das nun eine andere der Phasen gegensinnig zu zwei gleichsinnigen Phasen betrieben wird. Diese Situation ist in dem Ersatzschaltbild der Fig. 6c wiederge- geben, in der die Phasen a und c gemeinsam, d.h. phasengleich, von der ersten Spannungsquelle 10 betrieben werden und die Phase b mit einer Phasenverschiebung von 180 Grad von der Spannungsquelle 10'. Wiederum wird der Schritt S608 durchlaufen, in dem die Ströme la, Ib, Ic gemessen und abgespeichert werden. Bei einem erneuten Durchlauf des Schrittes S609 wird abgefragt, ob nunmehr alle möglichen Permutationen der Phasenbeziehungen durchgespielt sind. Ist dieses nicht der Fall, verzweigt das Verfahren wiederum zurück in den Schritt S607, um die nunmehr letzte der Permutationen einzustellen, die in Fig. 6d im Ersatzschaltbild wiedergegeben ist. Bei dieser Kombination werden die Phasen a und b gleichphasig an der Spannungsquelle 10 betrieben und die Phase c gegensinnig dazu an der Spannungsquelle 10'. Wiederum werden im Schritt S608 die Ströme la, Ib, Ic gemessen und danach das Verfahren im Schritt S610 weitergeführt.
Aufgrund der Phasenverschiebung jeweils einer der Phasen gegenüber den anderen beiden Phasen gilt für die in den Fig. 6b bis 6d dargestellten Betriebssituationen nicht mehr die bei den Fig. 5a und 5b gemachte Annahme, dass durch die zweiten Kapazitäten 62 keine Ströme fließen. Vielmehr stellt sich hier ein Verschiebestrom durch Umladung zwischen den ersten Kapazitäten 61 und den zweiten Kapazitäten 62 in verschiedenen Kombinationen ein. Die sich ein- stellenden Ströme können mit den Kapazitätswerten in Beziehung gesetzt werden. Es ergibt sich ein Gleichungssystem, das nach Kapazitätswerten der Kapazitäten 62 aufgelöst werden kann, wenn sowohl die ersten Kapazitäten 61 als auch die Ströme la, Ib, Ic in den einzelnen Betriebssituationen bekannt sind. Die Lösung des Gleichungssystems im Schritt S610 führt dann zum Bestimmen der zweiten Kapazitäten 62.
Werden in dem dargestellten Verfahren in den Schritten S607 und 608 alle drei möglichen Permutationen eingestellt und gemessen, ist das Gleichungssystem für die drei zweiten Kapazitäten 62 überbestimmt. Die Überbestimmtheit ermöglicht eine Abschätzung der Qualität und damit Aussagekraft des Messergebnisses. Im Prinzip würde in den Schritten S607 und S608 das Vermessen von zwei Permutationen ausreichen, um die Kapazitätswerte der drei Kapazitäten 62 be- stimmen zu können.
Bei der Auswertung im Schritt S610 bleiben die Induktivitäten 63 unberücksichtigt, da sie beim Ausführen der Messungen bei der Netzfrequenz üblicherweise so dimensioniert sind, dass sie keinen oder nur einen vernachlässigbaren Ein- fluss auf die Messwerte haben. Grundsätzlich ist es jedoch möglich, die im Schritt S6 der Fig. 3 durchgeführten Messungen zusätzlich bei einer höheren Frequenz durchzuführen, bei der der Einfluss der Induktivitäten 63 nicht mehr zu vernachlässigen ist. Ein Vergleich der Ergebnisse der Messungen bei höherer Frequenz mit denen der Messungen bei Netzfrequenz ermöglicht dann zu- sätzlich die Bestimmung der Größen der Induktivitäten 63. Weiter wird angemerkt, dass im Ausgangsstromfilter 6 weitere Induktivitäten vorgesehen sein können, beispielsweise zwischen dem Ausgang der Wechselrichterbrücke und dem Anschluss der ersten Induktivitäten 61 . Auch diese Induktivitäten sind zunächst unbeachtlich, könnten jedoch bestimmt werden, falls das in Fig. 5b dar- gestellte Verfahren zum Bestimmen der Kapazitätswerte der ersten Kapazitäten 61 bei verschiedenen Frequenzen durchgeführt wird.
In einer alternativen Ausgestaltung des Verfahrens kann vorgesehen sein, die Messungen des Schrittes S6 gemäß Fig. 3 wiederholt durchzuführen, insbe- sondere wenn die bestimmten Kapazitätswerte außerhalb eines erwarteten Bereichs liegen. Vorteilhaft ist dieses für die Bestimmung der Kapazitätswerte der Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22 gemäß Fig. 5a. Zur Bereitstellung der Zwi- schenkreiskapazitäten 21 , 22 werden häufig Elektrolytkondensatoren einge- setzt, da diese relativ kostengünstig sind und bezogen auf ihr Volumen und ihr Gewicht eine große Kapazität bereitstellen. Bei sehr niedrigen Temperaturen unterhalb des Gefrierpunktes können Elektrolytkondensatoren aufgrund einer Aggregatzustandsänderung des Elektrolyts („Einfrieren" des Elektrolyts) dras- tisch an Kapazität verlieren. Ein Betreiben der PV-Anlage in einem derartigen Zustand ist nicht nur kaum möglich, da die Regelcharakteristik des Wechselrichters nicht auf derart kleine Kapazitätswerte eingestellt ist, sondern zudem gefährlich, da die starke Impulsstrombelastung im eingefrorenen Zustand die Elektrolytkondensatoren zerstören könnte.
Die während des Messverfahrens der Fig. 5a erfolgende ständige Ladungsverschiebung zwischen den Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22 und den Kapazitäten 61 des Ausgangsstromfilters 6 deponiert jedoch Verlustleistung in Form von Wärme in den Zwischenkreiskondensatoren 21 , 22. Wird diese Betriebszustand des Wechselrichters 9 über längere Zeit aufrechterhalten, können sich die Zwischenkreiskondensatoren 21 , 22 dadurch langsam und kontrolliert aufwärmen und erreichen so wieder ihren ursprünglichen Kapazitätswert. Wird das in Fig. 5a gezeigte Verfahren daher mehrfach und insbesondere quasi kontinuierlich durchgeführt, kann eine Veränderung der gemessenen Kapazität der Kapazitä- ten 21 , 22 im Schritt S603 beobachtet werden.
Dieses ist in Fig. 7 in zwei Teilbildern a, b für zwei verschiedene Situationen dargestellt. In den Diagrammen ist je eine Zeitverlaufskurve 72 bzw. 73 eines Kapazitätswertes C bei fortschreitender Zeit t dargestellt. Auf der vertikalen Achse ist der gemessene Kapazitätswert C einer der Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22 dargestellt und auf der horizontalen Achse die Zeit t.
Zum Zeitpunkt t = 0, bei dem eine erste Messung gemäß Fig. 5a durchgeführt wurde, liegt die Kapazität C des Zwischenkreiskondensators 21 , 22 deutlich unterhalb einer für das Betreiben der PV-Anlage notwendigen Mindestkapazität Cmin. Die gemessene Kapazität C steigt mit wachsender Zeit t kontinuierlich an, übersteigt den notwendigen Mindestwert Cmin und nähert sich asymptotisch dem nominellen Kapazitätswert Cnenn. Wird bei einer kontinuierlichen Ausführung der Kapazitätsbestimmung gemäß Fig. 5a ein derartiges Verhalten beobachtet, kann auf eine „eingefrorene" Zwischenkreiskapazität 21 , 22 geschlossen werden, wobei während des Messverfahrens die Temperatur der entsprechenden Kondensatoren im Zwischenkreis 2 soweit angehoben wird, dass anschließend ein Einspeisebetrieb der PV-Anlage erfolgen kann.
Bei dem in Fig. 7b dargestellten Beispiel wird bei einem ersten Durchlauf des Messverfahrens zum Zeitpunkt t=0 eine vergleichbar kleine Kapazität C für die Zwischenkreiskapazitäten 21 bzw. 22 gemessen. Auch nach längerer Laufzeit des Messverfahrens ändert sich diese Kapazität C nicht wesentlich und verbleibt unterhalb der für den Betrieb der PV-Anlage notwendigen minimalen Kapazität Cmin. Nach Ablauf einer vorgegebenen Zeitdauer, die eine maximale Messzeit festlegt, kann im Fall b darauf geschlossen werden, dass die beobachtete geringe Kapazität für die Zwischenkreiskapazitäten 21 , 22 auf einen Defekt eines oder mehrerer der verwendeten Kondensatoren zurückzuführen ist und nicht auf ein Einfrieren. Entsprechend würde gemäß Schritt S8 aus Fig. 3 eine Defektmeldung ausgegeben werden und der Startvorgang des Wechselrichters 9 abgebrochen.
Bezuqszeichenliste
1 PV-Generator
2 Zwischenkreis
3 Wechselrichterbrücke
4 Strommesssensoren
5 Steuereinrichtung
6 Ausgangsstromfilter
7 AC-Schaltorgan
8 Energieversorgungsnetz
9 Wechselrichter
10, 10' Spannungsquelle
21 , 22 Zwischenkreiskapazität 31 , 32 Halbleiterschalter 51 Auswerteeinheit 61 erste Kapazität
62 zweite Kapazität
63 Induktivität
64 Sternpunkt 71 , 72, 73 Kapazitätsverlaufskurve la, Ib, Ic Strom
La, Lb, Lc Phasenleiter
N Nullleiter
NP Nullpunkt (Bezugspotential)
C Kapazitätswert
Cnenn Nennkapazität
Cmin Mindestkapazität
S1 -S1 1 Verfahrensschritt
S601 -S603 Verfahrensschritt
S604-S606 Verfahrensschritt
S607-S610 Verfahrensschritt

Claims

Ansprüche
Verfahren zum Bestimmen von Kapazitätswerten von Kapazitäten (21 , 22, 61 , 62) einer Photovoltaik-Anlage, aufweisend einen mehrphasigen Wechselrichter (9), der wechselstromseitig einen Ausgangsstromfilter (6) aufweist und über ein Schaltorgan (7) mit einem mehrphasigen Energieversorgungsnetz (8) verbunden ist, und dem gleichstromseitig mindestens eine Zwischenkreiskapazität (21 , 22) zugeordnet ist, mit den folgenden Schritten:
Trennen der Photovoltaik-Anlage von dem Energieversorgungsnetz (8) durch Öffnen des Schaltorgans (7);
Betreiben des Wechselrichters (9) zum Aufbau eines Inselnetzes, wobei mindestens zwei Ausgänge einer Wechselrichterbrücke (3) des Wechselrichters (9) mit einer gleichphasigen Wechselspannung beaufschlagt werden und ein Stromfluss zwischen der mindestens einen Zwischenkreiskapazität (21 , 22) und dem Ausgangsstromfilter (6) erzeugt wird;
Messen von an den Ausgängen der Wechselrichterbrücke (3) fließenden Strömen (la, Ib, Ic) und mindestens einer an einer Kapazität (21 , 22, 61 , 62) anliegenden Spannung und
Bestimmen eines Kapazitätswertes der Kapazität (21 , 22, 61 , 62) anhand der ermittelten Spannung und der gemessenen Ströme (la, Ib, Ic).
Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem die Spannung über mindestens einer der Zwischenkreiskapazitäten (21 , 22) der Photovoltaik-Anlage gemessen wird, wobei aus der Höhe eines Rippeis der Spannung und den gemessenen Strömen (la, Ib, Ic) der Kapazitätswert der mindestens einen Zwischenkreiskapazität (21 , 22) bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem die Spannung über mindestens einer ersten Kapazität (61 ) des Ausgangsstromfilters (6) ermittelt wird, wobei aus der ermittelten Spannung und den gemessenen Strömen (la, Ib, Ic) der Kapazitätswert der mindestens einen ersten Kapazität (61 ) bestimmt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, bei dem alle Ausgänge der Wechselrichterbrücke (3) des Wechselrichters (9) gleichphasig mit Wechselspannung beaufschlagt werden.
Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem die Spannung über mindestens einer zweiten Kapazität (62) des Ausgangsstromfilters (6) ermittelt wird, wobei der Kapazitätswert der mindestens einen zweiten Kapazität (62) anhand von mindestens zwei Messungen von Spannungen und Strömen (la, Ib, Ic) bestimmt wird, wobei die mindestens zwei Messungen bei unterschiedlichen Phasenbeziehungen der Wechselspannungen an den Ausgängen der Wechselrichterbrücke (3) erfolgt.
Verfahren nach Anspruch 5, durchgeführt bei einem dreiphasigen Wechselrichter (9), wobei in jeder der mindestens zwei Messungen jeweils zwei Ausgänge der Wechselrichterbrücke (3) mit einer gleichphasigen Wechselspannung und ein dritter Ausgang der Wechselrichterbrücke (3) mit einer davon in ihrer Phasenlage abweichenden Wechselspannung beaufschlagt werden.
Verfahren nach Anspruch 6, bei dem die am dritten Ausgang anliegende Wechselspannung eine Phasenlage von 180 Grad zu der an den anderen beiden Ausgängen der Wechselrichterbrücke (3) anliegenden Wechselspannung aufweist.
Verfahren nach Anspruch 5 oder 6, bei dem drei Messungen durchgeführt werden, wobei in jeder der Messungen ein anderer der Ausgänge der Wechselrichterbrücke (3) mit der in ihrer Phasenlage abweichenden Wechselspannung beaufschlagt wird.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, bei dem ein ermittelter Kapazitätswert (C) mit einem vorgegebenen Mindestkapazitätswert (Cmin) verglichen wird, wobei ein unterhalb des Mindestkapazitätswertes (Cmin) liegender Kapazitätswert (C) signalisiert wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, bei dem ein ermittelter Kapazitätswert (C) abgespeichert wird und mit zuvor abgespeicherten Kapazitätswerten verglichen wird. 1 1 . Verfahren nach Anspruch 10, bei dem aus dem ermittelten Kapazitätswert (C) und mindesten einem abgespeicherten Kapazitätswert eine Änderungsrate des Kapazitätswertes bestimmt wird, wobei anhand der Änderungsrate eine Lebensdauer des die Kapazität bereitstellenden Kondensators abgeschätzt wird.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 1 1 , das während eines Startvorgangs des Wechselrichters (9) mehrfach durchgeführt wird.
13. Verfahren nach Anspruch 12, wobei bei einer Änderung der ermittelten Zwischenkreiskapazität (21 , 22) das Verfahren zur Erwärmung von Kondensatoren im Zwischenkreis (2) durchgeführt wird.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, das bei verschiedenen Frequenzen der Wechselspannung an den Ausgängen der Wechselrich- terbrücke (3) durchgeführt wird, um ein Induktivitätswert mindestens einer
Induktivität (63) des Ausgangsstromfilters (6) zu bestimmen.
15. Mehrphasiger Wechselrichter (9) zur Verbindung mit einem Energieversorgungsnetz (8), aufweisend eine Steuereinrichtung (5) mit einer Auswer- teeinheit (51 ), dadurch gekennzeichnet, dass die Steuereinrichtung (5) in
Verbindung mit der Auswerteeinheit (51 ) zur Durchführung eines Verfahrens gemäß einem der vorstehenden Ansprüche eingerichtet ist.
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