So konfigurieren Sie statische Var-Generatoren (SVGs) und aktive Leistungsfilter (APFs) in Photovoltaik-Kraftwerken (PV).

Wie man wissenschaftlich konfiguriert Statische Var-Generatoren (SVGs) und Aktive Leistungsfilter (APFs) in Photovoltaik-Kraftwerken (PV).

Das Leistungsqualitätsmanagement von PV-Anlagen weist Ähnlichkeiten mit dem von Windparks auf, hat aber eigene Schwerpunkte. Die Kernlogik lautet: PV-Wechselrichter sind selbst Oberschwingungsquellen und benötigen Blindleistungsunterstützung, während das Netz am Netzanschlusspunkt strenge Anforderungen an Blindleistung und Oberschwingungen stellt.

I. Wichtige Probleme mit der Stromqualität in PV-Kraftwerken

1. Probleme mit der Blindleistung (Kernziel der SVG-Minderung) :

   • Begrenzte Blindleistungsfähigkeit des Wechselrichters : Obwohl moderne PV-Wechselrichter über eine eingebaute Blindleistungsregelung verfügen (typischerweise in der Lage, den Leistungsfaktor in einem Bereich von ±0,8 anzupassen), kommt diese Fähigkeit zu Lasten der Wirkleistungsabgabe . Der Einsatz von Wechselrichtern zur Bereitstellung von Blindleistung führt zu einer Reduzierung der Stromerzeugung, was sich direkt auf die Einnahmen des Eigentümers auswirkt.

   • Blindleistungsverbrauch von Leitungen und Transformatoren : Aufwärtstransformatoren und Sammelleitungen sind induktiv und verbrauchen Blindleistung.

   • Anforderungen an die Netzdisposition : Gemäß den nationalen Netzstandards (z. B. den chinesischen „Technischen Vorschriften für den Anschluss von Photovoltaik-Kraftwerken an das Stromnetz“) müssen PV-Kraftwerke über eine dynamische Blindleistungskompensation verfügen. Sie müssen in der Lage sein, Spannung und Leistungsfaktor am Netzanschlusspunkt (PCC) entsprechend den Dispatch-Befehlen zu regeln (typischerweise zwischen 0,98 voreilend und 0,98 nacheilend). Dies ist eine zwingende Anforderung .

2. Harmonische Probleme (Kernziel der APF-Minderung) :

   • Hauptharmonische Quelle : PV-Wechselrichter (DC-AC) sind die primären Oberschwingungsquellen. Die von ihnen erzeugten Oberschwingungen sind in erster Linie Oberschwingungen höherer Ordnung , wie zum Beispiel 13., 17., 19., 23., 25. usw. sowie einige Harmonische der Schaltfrequenz (z. B. 1150 Hz, 2350 Hz).

   • Hintergrundharmonische Verstärkung : Im Netz, an das die PV-Anlage angeschlossen ist, können Hintergrundoberschwingungen vorhanden sein. Wechselrichter können mit diesen interagieren, wodurch möglicherweise Resonanzen entstehen und bestimmte Oberschwingungsordnungen verstärkt werden.

   • Problem mit der nächtlichen Rückspeisung : Nachts, wenn die PV-Anlage keinen Strom erzeugt, wird die Energie für die Stationsversorgung aus dem Netz bezogen. Während dieser Zeit können Stationsgeräte wie Transformatoren und USV-Systeme zu Oberschwingungsquellen werden und Oberschwingungen in das Netz einspeisen.

3. Spannungsschwankungen und Flicker :

   • Änderungen der Lichtintensität (z. B. vorbeiziehende Wolken) können zu schnellen Schwankungen der PV-Ausgangsleistung führen, was zu Spannungsschwankungen und Flackern am PCC führt.

II. Die Rolle und Konfigurationsstrategie von SVG und APF in PV-Kraftwerken

Das Hauptprinzip für die Konfiguration lautet: Erfüllen Sie zunächst die vorgeschriebenen Blindleistungsanforderungen des Netzes und mildern Sie dann Oberschwingungen, um die Anlagenausrüstung zu schützen und die Sicherheit zu gewährleisten.

(I) Konfiguration des statischen Var-Generators (SVG)

1. Rollenpositionierung: Primäre dynamische Blindleistungsunterstützung und Spannungsregelung
Die Kernfunktion des SVG besteht darin, als leistungsstarke Ergänzung und der Hauptlieferant von Blindleistung, unabhängig von den Wechselrichtern. Es ermöglicht eine schnelle, gleichmäßige und kontinuierliche Blindleistungsanpassung ohne Einbußen bei der Wirkleistungserzeugung, erfüllt die Netzdispatch-Anforderungen und stabilisiert die PCC-Spannung.

2. Installationsort: PV-Anlagen-Anschlusspunkt (PCC)

• Das SVG muss zentral auf dem Niederspannungsseite (35 kV, 10 kV oder 400 V-Seite) des Hauptaufwärtstransformators.

• Die Abschwächung an diesem Standort ermöglicht eine direkte zentrale Anpassung des PCC-Leistungsfaktors, die Reaktion auf Netzverteilungsbefehle und bietet Blindleistungsunterstützung für die gesamte PV-Anlage.

3. Kapazitätsberechnung (kritischer Schritt) :
Die SVG-Kapazität muss den Maximalwert der folgenden Anforderungen erfüllen:

• a. Erfüllung der Netzdispositionsanforderungen (dominierender Faktor) : Gemäß den nationalen Standards sollte die SVG-Kapazität 20 % bis 30 % der Nennleistung des PV-Kraftwerks.

  • Beispiel: Eine 50MW PV-Anlage benötigt typischerweise einen SVG mit einer Kapazität von ±10 Mvar bis ±15 Mvar .

• b. Ausgleich des internen Blindleistungsdefizits : Berechnen Sie den Blindleistungsverbrauch von Aufwärtstransformatoren und Sammelleitungen und berücksichtigen Sie den Blindleistungsbedarf der Stationsbetriebslasten in der Nacht.

• c. Spannungsunterstützung bei Systemfehlern : Stellen Sie sicher, dass das SVG ausreichend Blindleistung bereitstellen kann, um die Spannung bei Netzfehlern aufrechtzuerhalten und so eine Durchfahrt mit niedriger Spannung (LVRT) zu erreichen.

Fazit: Die SVG-Kapazität wird in der Regel durch Netzanschlussregeln vorgegeben und ist eine „Standardausstattung“ für PV-Kraftwerke.

(II) Konfiguration des aktiven Leistungsfilters (APF)

1. Rollenpositionierung: Abschwächung von Obertönen höherer Ordnung und Unterdrückung von Resonanz
Die Kernfunktion des APF besteht darin, die von PV-Wechselrichtern erzeugten Oberschwingungen hoher Ordnung präzise zu filtern und so zu verhindern, dass sie über die Grenzwerte hinaus in das öffentliche Netz eingespeist werden. Unterdrücken Sie potenzielle harmonische Resonanz , zum Schutz von Anlagenausrüstung wie Transformatoren und Kondensatoren.

2. Installationsort: Primär zentralisiert, ergänzt durch lokalisierte Schadensbegrenzung

• Option A (am häufigsten): Zentralisierte Installation am PCC

  • Standort : Neben dem SVG auf der Niederspannungsseite des Hauptaufwärtstransformators installiert.

  • Vorteile : Bequeme Installation, zentrale Verwaltung, reduziert effektiv den gesamten Oberschwingungsstrom, der von der gesamten Anlage in das Netz eingespeist wird, und stellt sicher, dass der Oberschwingungsgehalt des PCC den nationalen Normen entspricht (z. B. GB/T 14549).

  • Anwendbarkeit : Geeignet für die überwiegende Mehrheit der PV-Kraftwerke im Versorgungsmaßstab.

• Option B (Sonderfälle): Verteilte Installation auf der Niederspannungsseite des Wechselrichter-Aufwärtstransformators

  • Standort : Installieren Sie APFs mit geringerer Kapazität auf der Niederspannungsseite der Combiner-Box-Transformatoren für jedes oder mehrere Stromerzeugungsmodule (z. B. 2-MW-Einheiten) in großen Anlagen.

  • Vorteile : Gründlichere Abschwächung, verhindert, dass harmonische Ströme in Sammelleitungen fließen und Verluste verursachen, und kann lokale Resonanzen wirksamer unterdrücken.

  • Nachteile : Höhere Kosten, mehr Wartungspunkte.

  • Anwendbarkeit : Geeignet für sehr große Anlagen, Anlagen mit außergewöhnlich langen Leitungen oder Anlagen mit besonders starken Oberschwingungsproblemen.

3. Kapazitätsberechnung :

• Messmethode (empfohlen) : Führen Sie Netzqualitätsmessungen an der PCC- oder LV-Seite von Combiner-Box-Transformatoren durch, um echte Oberschwingungsstromdaten zu erhalten. Dies ist die genaueste Methode.

• Schätzmethode : APF-Kapazität I_APF ≥ Nennstrom der PV-Anlage × Strom THDi × Gleichzeitigkeitsfaktor

  • Der THDi am Wechselrichterausgang wird normalerweise auf unter 1,5 % bis 3 % geregelt (einschließlich interner Filter), aber die Überlagerung mehrerer Einheiten und Hintergrundoberwellen müssen berücksichtigt werden.

  • Gleichzeitigkeitsfaktor : Da nicht alle Wechselrichter gleichzeitig mit Volllast arbeiten und sich die harmonischen Phasen teilweise gegenseitig aufheben, kann ein Faktor von 0,6 – 0,8 verwendet werden.

• Empfehlung : Führen Sie immer Feldmessungen durch, da die harmonischen Eigenschaften eng mit den Wechselrichtermodellen und der Netzimpedanz zusammenhängen.

III. Konfigurationsschema und typische Architektur

Eine Standardarchitektur zur Minderung der Stromqualität für ein PV-Kraftwerk ist konzeptionell wie folgt aufgebaut:

• PV-Anlagen : Mehrere Gruppen von PV-Arrays sind mit Wechselrichtern verbunden.

• Wechselrichter und Aufwärtseinheit : Gruppen-String-/Zentralwechselrichter (die harmonischen Quellen) speisen in Combiner-Box-Transformatoren ein. Optional Verteilte APFs Zur gezielten Resonanzunterdrückung und Oberschwingungsbeherrschung können hier Einbauten eingebaut werden.

• Haupt-Aufwärtstransformator : Erhöht die Spannung für den Netzanschluss.

• Point of Common Coupling (PCC)-Minderungsschicht : Befindet sich am PCC auf der Niederspannungsseite des Haupttransformators. Diese Ebene beherbergt:

  • Ein großes Zentralisiertes SVG zur Unterstützung dynamischer Blindleistung in großen Mengen und zur Spannungsstabilität, als Reaktion auf Netzbefehle.

  • A Zentralisiertes APF (erste Wahl) zum Filtern von Gesamtharmonischen.

  • Passive Kondensator-/Reaktorbatterien zur grundlegenden Blindleistungskompensation.

Empfohlenes Schema :

• SVG : Zentral auf dem Haupt-LV-Bus installiert, Kapazität beträgt 20 % bis 30 % der Gesamtkapazität der Anlage.

• APF : Priorisieren Sie eine zentralisierte Schadensbegrenzung Schema, das auf demselben Bus wie das SVG installiert ist.

• Koordinierte Steuerung : SVG und APF sollten in die PV-Anlage integriert werden SCADA System zum Empfang von Netzdispatch-Befehlen und zur Ermöglichung eines automatisierten Betriebs. SVG und APF können unabhängig voneinander betrieben oder in ein einheitliches Gerät integriert werden (Hybrid-APF).

IV. Besondere Anforderungen an die Produktauswahl

Die Umgebung einer PV-Anlage ist besonders und stellt hohe Anforderungen an die Ausrüstung:

1. Schutzart : Die Installation im Außenbereich erfordert mindestens IP54 und Korrosionsbeständigkeitsklasse C4 oder höher, um hohen Temperaturen, Feuchtigkeit, Wind, Sand und salzhaltigen und alkalischen Bedingungen standzuhalten.

2. Spannungspegel : Muss direkt dem Spannungsniveau der Anlage entsprechen (z. B. 0,4 kV, 10 kV, 35 kV).

3. Reaktionsgeschwindigkeit : Muss extrem schnell (<5 ms) sein, um auf Leistungsschwankungen durch vorbeiziehende Wolken reagieren zu können.

4. Breite Spannungsanpassungsfähigkeit : Die Schwankungsbreite der Netzspannung kann groß sein; die Geräte müssen innerhalb eines breiten Spannungsbereichs normal funktionieren.

5. Wärmeableitungsfähigkeit : In Umgebungen mit hohen Temperaturen ist das Wärmeableitungsdesign von entscheidender Bedeutung.

Zusammenfassung

Die Konfiguration von SVG und APF für ein PV-Kraftwerk ist eine wichtige technisch-wirtschaftliche Entscheidung:

1. SVG ist obligatorisch : Seine Kapazität wird bestimmt durch nationale verbindliche Standards Es handelt sich um die Kernausrüstung zur Erfüllung der Anforderungen an die Blindleistungsverteilung und Spannungshaltung im Netz – es ist die „Freikarte“ für den Netzanschluss.

2. APF wird dringend empfohlen : Seine Notwendigkeit hängt ab von im Feld gemessene harmonische Daten und dem Netzhintergrund. Es ist eine „Versicherung“, um einen effizienten Anlagenbetrieb sicherzustellen, Strafen für Oberschwingungsüberschreitungen zu vermeiden und Geräteschäden zu verhindern.

3. Kapitalrendite (ROI) : Diese Investition ist nicht nur ein Compliance-Aufwand, sondern eine notwendige Ausgabe, um Schutz der Einnahmen aus der Stromerzeugung (Vermeidung einer Wechselrichter-Abregelung aufgrund von Blindleistungsabgabe), Verbesserung der Betriebssicherheit der Anlage , Und verlängern die Lebensdauer der Ausrüstung .

In der Anfangsphase des Projekts ist es sehr empfehlenswert, eine detaillierte Bewertung und Simulation der Stromqualität und beauftragen professionelle Agenturen für Feldmessungen Dies wird dazu beitragen, den wirtschaftlichsten, effizientesten und zuverlässigsten Minderungsplan zu entwickeln und so die Maximierung der Vorteile der Anlage über ihren gesamten Lebenszyklus hinweg sicherzustellen.