Inseleffekt in Photovoltaikanlagen

Das Inselphänomen bedeutet, dass bei einer Unterbrechung des Stromnetzes aufgrund von Stromausfällen oder Naturkatastrophen das netzgekoppelte Photovoltaik-Kraftwerk weiterhin Strom für die umliegenden Verbraucher liefert und so eine autarke Stromversorgungsinsel bildet, die vom Energieversorgungsunternehmen nicht kontrolliert werden kann.

Wenn das Photovoltaik-Kraftwerk parallel zum Stromnetz betrieben wird, kann es aufgrund von Wartungs- oder Betriebsfehlern zu einem Ausfall des Stromnetzes kommen. Dies bedeutet, dass der Inseleffekt ein häufiges Problem bei netzgekoppelten Photovoltaik-Kraftwerken darstellt. Daher ist die genaue und rechtzeitige Erkennung des Inseleffekts ein Schlüsselaspekt bei der Auslegung solcher Systeme.

① Das Stromnetz kann Spannung und Frequenz auf der Insel nicht kontrollieren. Wenn Spannung und Frequenz den zulässigen Bereich überschreiten, kann dies zu Schäden an den Geräten der Nutzer führen;

②Wenn die Lastkapazität größer ist als die Kapazität des Wechselrichters, wird das Netzteil überlastet und brennt leicht durch;

③Die an die Wechselrichter-Stromversorgung angeschlossene Leitung ist noch geladen, was eine Gefahr für das Wartungspersonal darstellt und die Sicherheit des Stromnetzes beeinträchtigt.

④ Durch das erneute Abschalten der Insel wird die Leitung erneut ausgelöst, was die Wechselrichter-Stromversorgung und andere Geräte beschädigen kann.

Das Auftreten des Inselbetriebs beeinträchtigt die Sicherheit und den ordnungsgemäßen Betrieb des Stromnetzes erheblich. Aus Sicht der Netzsicherheit und -qualität ist ein Inselbetrieb unzulässig. Tritt ein Inselbetrieb auf, muss der netzgekoppelte Wechselrichter schnell und präzise abgeschaltet werden. Daher ist die Erkennung und Kontrolle des Inselbetriebs unerlässlich.

Das passive Inselnetzerkennungsverfahren prüft, ob ein Inselbetrieb stattfindet, indem es feststellt, ob die Ausgangsleistung des Wechselrichters von den in der Netzanschlussnorm festgelegten Bereichen (z. B. Spannung, Frequenz oder Phase) abweicht. Das Funktionsprinzip dieses Verfahrens ist einfach und leicht umzusetzen. Ist die Ausgangsleistung des Wechselrichters jedoch mit der lokalen Lastleistung im Gleichgewicht, kann der Inselbetrieb nicht erkannt werden.

Das Verfahren zur Erkennung des Inselbetriebs basiert auf der Steuerung des Wechselrichters, um eine bestimmte Frequenz- und Phasenstörung der Ausgangsleistung zu erzeugen. Im Normalbetrieb des Stromnetzes sind diese Störungen aufgrund des Netzgleichgewichts nicht erkennbar. Fällt das Stromnetz aus, akkumulieren sich die vom Wechselrichter erzeugten Störungen schnell und überschreiten den zulässigen Bereich gemäß der Netzanschlussnorm. Dadurch wird der Schutzschaltkreis für den Inselbetrieb ausgelöst. Dieses Verfahren zeichnet sich durch eine hohe Erkennungsgenauigkeit und einen geringen Erfassungsbereich aus, ist jedoch komplexer in der Steuerung und reduziert die Qualität der Ausgangsleistung des Wechselrichters.

Das Funktionsprinzip des passiven Inselbetriebserkennungsverfahrens besteht darin, anhand der Änderung von Ausgangsspannung und -frequenz des Wechselrichters bei Netzausfall zu beurteilen, ob ein Inselbetriebseffekt auftritt. Bei einem Netzausfall ändern sich neben Ausgangsspannung und -frequenz des Wechselrichters auch die Phasenoberwellen seiner Ausgangsspannung.

Daher kann die passive Methode zur Erkennung des Inselbetriebseffekts die oben genannten Änderungen der Ausgangsleistung des Wechselrichters erkennen, um festzustellen, ob ein Fehler im Stromnetz vorliegt. Wenn jedoch die Ausgangsleistung der Photovoltaikanlage mit der lokalen Lastleistung im Gleichgewicht ist, verliert die passive Erkennungsmethode ihre Erkennungsfähigkeit.

Das Verfahren zur Spannungs- und Frequenzüberwachung dient dazu, den netzgekoppelten Betrieb des Wechselrichters zu stoppen, sobald die Spannungsamplitude und -frequenz am gemeinsamen Einspeisepunkt den zulässigen Bereich überschreiten. Im netzgekoppelten Betrieb eines Photovoltaik-Systems ist es neben der Vermeidung des Inselbetriebs notwendig, die Synchronisierung der Wechselrichter-Ausgangsspannung mit dem Netz sicherzustellen. Daher müssen Spannungsamplitude und -frequenz des Stromnetzes kontinuierlich überwacht werden, um Über- oder Unterspannung, Über- oder Unterfrequenz und andere Fehler zu verhindern.

Daher benötigt das passive Inselnetzerkennungsverfahren zur Spannungs- und Frequenzmessung lediglich die vorhandenen Messparameter und keine zusätzlichen Messschaltungen. Der größte Nachteil dieses Verfahrens besteht darin, dass Spannung und Frequenz am Wechselrichterausgang nach dem Abschalten des Stromnetzes unverändert bleiben, wenn die Ausgangsleistung des Wechselrichters mit der Lastleistung im Gleichgewicht ist. Dies führt dazu, dass die Inselnetzerkennung fehlschlägt.

Das Prinzip der Phasenerkennung der Wechselrichterausgangsspannung ähnelt der Spannungs- und Frequenzerkennung. Bei einem Netzausfall ändert sich die Lastimpedanz des Wechselrichters einer Photovoltaikanlage, was zu einer Phasenänderung der Ausgangsspannung und des Ausgangsstroms führt. Anhand dieser Phasenänderung kann das System feststellen, ob ein Netzfehler vorliegt.

Da induktive Lasten in Stromnetzen häufig vorkommen, ist diese Methode bei der Erkennung von Inselnetzeffekten besser geeignet als die Spannungs- und Frequenzmessung. Bei ohmschen Lasten oder bei Netzunterbrechungen, wenn sich die Lastimpedanz nicht ändert, verliert diese Methode jedoch ihre Fähigkeit zur Inselnetzerkennung.

Das Verfahren zur Oberwellenerkennung beruht darauf, dass bei einem Ausfall des Stromnetzes aufgrund des Gleichgewichtsverlusts zahlreiche Oberwellen entstehen, wenn der Ausgangsstrom der Photovoltaikanlage nichtlineare Betriebsmittel wie Transformatoren durchläuft. Anhand der Veränderung dieser Oberwellen lässt sich feststellen, ob ein Fehler im Stromnetz vorliegt.

Experimentelle Untersuchungen und praktische Anwendungen zeigen, dass diese Methode eine gute Detektionswirkung hat. Da es jedoch eine große Anzahl nichtlinearer Geräte im Stromnetz mit komplexen Oberwellenänderungen gibt, ist es schwierig, einen einheitlichen Oberwellenstandard für die Erkennung des Inselbetriebseffekts festzulegen.

Die drei oben genannten Methoden sind derzeit gängige passive Verfahren zur Inselnetzerkennung und finden in realen Photovoltaikanlagen Anwendung. Große Erfassungslücke.

Das Verfahren zur aktiven Erkennung des Inseleffekts bedeutet, dass der Wechselrichter während des Betriebs so gesteuert wird, dass er periodische Störungen in seinem Ausgangssignal erzeugt. Bei normalem Stromnetz entspricht das Ausgangssignal des Wechselrichters aufgrund des Netzgleichgewichts weiterhin dem Netzsignal, und die Störungen haben keine Auswirkungen; es tritt keine Fehlfunktion auf.

Derzeit gibt es hauptsächlich drei aktive Detektionsmethoden: die Methode der Wechselrichter-Ausgangsleistungsstörung, die Methode der Wechselrichter-Ausgangsspannungs- und Frequenzstörungsstörung sowie die Methode der Frequenzabweichungserkennung im Gleitmodus.

Die Methode der Ausgangsleistungsstörung besteht darin, die vom Photovoltaik-System abgegebene Wirkleistung durch die Steuerung der Ausgangsleistung des Wechselrichters periodisch zu verändern. Tritt ein Inselbetrieb auf, ändert sich die Spannung am Ausgang des Wechselrichters aufgrund der Leistungsstörung und zeigt somit an, ob ein Inselbetrieb stattfindet oder nicht.

Um in der Praxis die Auswirkungen dieser Methode auf die Ausgangsleistung des Wechselrichters zu minimieren, wird dieser üblicherweise in N Arbeitszyklen so gesteuert, dass die Ausgangsleistung in einem oder einem halben Zyklusintervall unter dem Normalwert liegt oder null ist.

Mit dem Ausbau der Photovoltaik wird die Anzahl netzgekoppelter Photovoltaikanlagen in lokalen Stromnetzen zunehmen. Tritt dabei ein Inselbetrieb auf, schwächt sich der Einfluss von Netzstörungen auf die Ausgangsspannung des Wechselrichters ab, was die Testergebnisse verfälscht. Befindet sich zudem eine große nichtlineare Last im Netz, versorgt diese bei einem Netzausfall die angeschlossenen Verbraucher mit Strom, wodurch die Erkennungswirkung der Netzstörungsmethode auf den Inselbetrieb weiter abgeschwächt wird.

Im Vergleich zur Methode der Ausgangsleistungsstörung ist die Störung der Ausgangsfrequenz der Wechselrichterspannung eine effektivere Methode zur Erkennung des Inselbetriebseffekts. Die aktive Frequenzdrift (AFD) ist derzeit eine gängige Methode zur Erkennung des Inselbetriebseffekts durch Ausgangsfrequenzstörungen.

Das Funktionsprinzip der aktiven Frequenzversatzmethode beruht darauf, dass durch Versatz der Frequenz des Netzspannungs-Abtastsignals am Kopplungspunkt eine Störung der Spannungsfrequenz am Lastanschluss verursacht wird. Normalerweise dient die Phasenregelschleife (PLL) dazu, den Frequenzfehler in einem kleinen Bereich zu halten. Fällt das Stromnetz jedoch aus, fällt auch die PLL aus, die Frequenz des Wechselrichters ändert sich, und die zusätzlichen Störungen erhöhen den Fehler, bis er einen bestimmten Wert überschreitet. In diesem Fall kann ein passives Verfahren zur Erkennung des Fehlers eingesetzt werden.

Die Methode der aktiven Frequenzkompensation kann aufgrund der Lastcharakteristik einen gegenläufigen Effekt haben, da die Richtung der Störung festgelegt ist. Beispielsweise weisen kapazitive Lasten einen geringeren Widerstand als induktive Lasten auf, während induktive Lasten einen höheren Widerstand besitzen. Wenn sich die Störungsrichtung und die Impedanzcharakteristik der Lasten somit exakt kompensieren, kann sich die Störung möglicherweise nicht akkumulieren.

Um dies zu verhindern, wird die Methode der aktiven Frequenzdrift mit positiver Rückkopplung angewendet. Die Richtung der Störung wird dynamisch durch Vergleich der Frequenzänderungen vor und nach der Störung bestimmt. Steigt die Frequenz, ist das Ergebnis positiv, sinkt sie, negativ.

Die Slip-Mode Frequency Shift (SMS) ist ein aktives Verfahren zur Inselnetzerkennung. Dabei wird der Ausgangsstrom des Wechselrichters so gesteuert, dass eine bestimmte Phasenverschiebung zwischen diesem und der Netzanschlussspannung besteht. Dadurch weicht die Frequenz des Netzanschlusspunktes nach einem Spannungsausfall im Stromnetz vom Normalbereich ab, wodurch die Inselnetze identifiziert werden können.

Unter normalen Umständen ist die Phasenwinkelkennlinie des Wechselrichters auf den Bereich der Systemfrequenz ausgelegt. Die Belastung des RLC-Phasenwinkelkreises (Abkürzung für Widerstand, Induktivität und Kapazität) des Wechselrichters steigt rapide an, wenn der Leistungsfaktor eins beträgt. Wenn der Wechselrichter parallel zum Verteilungsnetz betrieben wird, liefert das Verteilungsnetz einen festen Referenzphasenwinkel und eine Referenzfrequenz, um den Betriebspunkt des Wechselrichters auf die Netzfrequenz zu stabilisieren.

Bei Inselbildung und geringfügigen Frequenzschwankungen der Ausgangsspannung des Wechselrichters erhöht sich der Phasenfehler in der Phasengangkurve des Wechselrichters, bis ein neuer stabiler Punkt erreicht ist. Die Frequenz dieses neuen Zustands muss den Ansprechschwellenwert des Frequenzrelais überschreiten, woraufhin der Wechselrichter aufgrund des Frequenzfehlers abgeschaltet wird.

Dieses Erkennungsverfahren erreicht eine Frequenzverschiebung durch Phasenverschiebung. Ähnlich dem aktiven Frequenzversatzverfahren (AFD) zeichnet es sich durch einfache Implementierung, den Verzicht auf zusätzliche Hardware und eine hohe Zuverlässigkeit der Inselnetzerkennung aus. Allerdings weist es auch eine ähnliche Schwäche auf: Mit steigendem Lastgütefaktor erhöht sich die Ausfallwahrscheinlichkeit der Inselnetzerkennung.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Vorteile der aktiven Detektionsmethode in geringen Detektionslücken und hoher Detektionsgeschwindigkeit liegen. Der Nachteil ist jedoch offensichtlich: Sie beeinträchtigt die Stromqualität.

Neben den oben genannten gängigen passiven und aktiven Verfahren zur Erkennung des Inselbetriebs existieren auch Methoden außerhalb des Wechselrichters. Ein Beispiel hierfür ist die „Netzimpedanzinterpolation“. Dabei wird bei einem Netzausfall automatisch eine hohe Impedanz auf der Lastseite des Netzes eingefügt. Dies führt zu einer sprunghaften Änderung der Netzimpedanz und damit zu einer Störung des Leistungsgleichgewichts im System, was wiederum Spannungs-, Frequenz- und Phasenänderungen zur Folge hat. Zudem werden Fehlersignale des Stromnetzes zur Steuerung genutzt. Bei einem Netzausfall sendet das netzseitige Überwachungssystem ein Steuersignal an die Photovoltaikanlage, um den Parallelbetrieb des dezentralen Energiesystems und des Netzes rechtzeitig zu unterbrechen.