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Wie man wissenschaftlich konfiguriert Statische Var-Generatoren (SVGs) und Aktive Leistungsfilter (APFs) in Windparkanwendungen.
Windparks, insbesondere solche mit doppelt gespeisten Induktionsgeneratoren (DFIGs), sind nicht nur Stromerzeuger, sondern auch Hauptverursacher von Problemen mit der Stromqualität. Die Notwendigkeit und Logik der Konfiguration von Abhilfemaßnahmen unterscheiden sich hier deutlich von herkömmlichen kommerziellen und industriellen Anwendungen.
Probleme mit der Blindleistung (Kernziel der SVG-Minderung) :
Turbinen selbst benötigen Blindleistung : Die Konverter und Transformatoren in DFIG-Turbinen absorbieren Blindleistung, um während des Betriebs Magnetfelder aufzubauen.
Verbrauch der Sammelleitung : Die langen Sammelleitungen (Sammelleitungen) sind induktiv und verbrauchen eine erhebliche Menge an Blindleistung.
Anforderungen an die Netzdisposition : Gemäß den nationalen Netzstandards (z. B. Chinas „Technische Vorschriften für den Anschluss von Windparks an das Stromnetz“) müssen Windparks dynamische Blindleistungskompensation Fähigkeit. Sie müssen in der Lage sein, den Leistungsfaktor am gemeinsamen Kopplungspunkt (PCC) basierend auf Dispatch-Befehlen automatisch anzupassen (normalerweise zwischen 0,98 voreilend und 0,98 nacheilend), um die Netzspannung zu unterstützen. Dies ist ein zwingende Anforderung .
Harmonische Probleme (Kernziel der APF-Minderung) :
Hauptharmonische Quelle : Die Konverter (AC-DC-AC) in den Windturbinen sind die primären harmonischen Quellen und erzeugen Harmonische bestimmter Ordnung wie 5., 7., 11., 13. , usw.
Harmonisches Resonanzrisiko : Die Kabelkapazität des Sammelsystems des Windparks und die Netzinduktivität können bei bestimmten Frequenzen Parallel- oder Serienresonanzen bilden, die bestimmte harmonische Ordnungen verstärken und zu schweren Zwischenfällen führen.
Spannungsschwankungen und Flicker :
Die intermittierende und stochastische Natur der Windenergie verursacht Schwankungen in der Ausgangsleistung der Turbine, was zu Spannungsschwankungen und Flimmern am PCC führt.
Das wichtigste Prinzip für die Konfiguration von Minderungseinrichtungen in Windparks lautet: Erfüllen Sie zunächst die vorgeschriebenen Blindleistungsanforderungen des Netzes und mildern Sie dann Oberschwingungen, um interne Anlagen zu schützen.
1. Rollenpositionierung: Primäre dynamische Blindleistungsunterstützung
Die Kernfunktion des SVG in einem Windpark besteht darin, herkömmliche Kondensator-/Reaktorbänke (TSC/TCR) zu ersetzen, um
schnell, reibungslos und kontinuierlich
Blindleistungsanpassung, Erfüllung der Netzdispatch-Anforderungen und Stabilisierung der PCC-Spannung.
2. Installationsort: Windpark-Anschlusspunkt (PCC)
Das SVG muss zentral auf dem Niederspannungsseite (35kV oder 10kV Seite) des Hauptaufwärtstransformators der Station.
Die Abschwächung an diesem Standort ermöglicht eine direkte Anpassung des PCC-Leistungsfaktors, die Reaktion auf Netzverteilungsbefehle und bietet Blindleistungsunterstützung für den gesamten Windpark.
3. Kapazitätsberechnung (kritischer Schritt)
:
Die SVG-Kapazität muss den Maximalwert der folgenden drei Aspekte erfüllen:
a. Erfüllen Sie die Netzdispatch-Anforderungen : Gemäß den Netzanschlussstandards sollte die SVG-Kapazität 25 % bis 50 % der Nennleistung des Windparks. Dies ist die primäre Grundlage für die Konfiguration.
Beispiel: Ein 100-MW-Windpark benötigt typischerweise eine SVG mit einer Kapazität von ±25 Mvar bis ±50 Mvar .
b. Ausgleich des internen Blindleistungsdefizits : Berechnen Sie den gesamten Blindleistungsverbrauch aller Turbinen, plattformmontierten Transformatoren und Sammelleitungen, einschließlich einer gewissen Marge.
c. Spannungsunterstützung bei Systemfehlern : Bedenken Sie, dass das SVG bei Kurzschlussfehlern im Netz ausreichend Blindleistung bereitstellen muss, um die Spannung aufrechtzuerhalten und sicherzustellen, dass die Turbinen nicht offline gehen (Fehlerüberbrückung).
Fazit: Die SVG-Kapazität wird normalerweise durch Netzcodes vorgegeben, wobei der Maximalwert angenommen und eine gewisse Redundanz berücksichtigt wird.
1. Rollenpositionierung: Harmonische Minderung und Resonanzunterdrückung
Die Hauptfunktion des APF besteht darin, die von den Turbinen erzeugten charakteristischen Oberschwingungen zu filtern und so zu verhindern, dass Oberschwingungsströme über die Grenzwerte hinaus in das Netz eingespeist werden. Noch wichtiger ist, dass es
unterdrückt potentielle harmonische Resonanz
, zum Schutz interner Anlagen wie Transformatoren und Kondensatoren.
2. Installationsort: Kombinierter verteilter und zentralisierter Ansatz
Option A (empfohlen): Verteilte Installation an den Enden der Sammelleitung
Standort : Installieren Sie APFs mittlerer Kapazität am Ende jedes Sammelkreises (d. h. an der Schaltanlage, wo mehrere Turbinenleitungen zusammenlaufen).
Vorteile :
Gründlichere Schadensbegrenzung : Die Kompensation in der Nähe der Oberwellenquelle verhindert, dass Oberwellen in die Sammelleitungen fließen und sich überlagern, wodurch die Leitungsverluste reduziert werden.
Effektivere Resonanzunterdrückung : Ändert direkt die Impedanzeigenschaften der harmonischen Quelle und stört die Resonanzbedingungen grundlegend.
Höhere Zuverlässigkeit : Der Ausfall eines einzelnen APF hat keine Auswirkungen auf andere Schaltkreise.
Option B: Zentralisierte Installation am PCC
Standort : Neben dem SVG auf der Niederspannungsseite des Hauptaufwärtstransformators installiert.
Vorteile : Bequeme Installation, zentrale Verwaltung.
Nachteile : Weniger wirksame Abschwächung als der verteilte Ansatz und kann Resonanzen innerhalb der Sammelleitungen möglicherweise nicht wirksam unterdrücken.
Anwendbarkeit : Geeignet für landwirtschaftliche Betriebe, in denen die Oberschwingungsprobleme nicht schwerwiegend sind oder das Hauptziel darin besteht, die nationalen Oberschwingungsnormen (z. B. GB/T 14549) beim PCC zu erfüllen.
3. Kapazitätsberechnung :
Messmethode : Führen Sie Stromqualitätsmessungen an Sammelleitungen oder dem PCC durch, um Daten zum Oberschwingungsstrom zu erhalten.
Schätzmethode
: APF-Kapazität
I_APF ≥ ∑ (Einzelturbinen-Nennstrom × Strom THDi × Gleichzeitigkeitsfaktor)
Der THDi eines einzelnen Turbinenkonverters liegt typischerweise bei etwa 3 % bis 5 % (nach Einbeziehung der LCL-Filter), beachten Sie jedoch, dass harmonische Resonanz eine Verstärkung verursachen kann.
Gleichzeitigkeitsfaktor : Da nicht alle Turbinen gleichzeitig unter Volllast laufen und die harmonischen Phasen unterschiedlich sind, kann ein Faktor von 0,6 bis 0,8 verwendet werden.
Empfehlung : Führen Sie immer Feldmessungen durch und wenden Sie sich an professionelle Agenturen, da Probleme mit harmonischer Resonanz sehr komplex sind.
Eine Standardarchitektur zur Minderung der Stromqualität für einen Windpark ist konzeptionell wie folgt aufgebaut:
Windturbinengeneratoren (WTGs) : Mehrere Turbinengruppen (die Oberschwingungsquellen und Blindlasten) sind über lange Sammelleitungen miteinander verbunden.
Sammelsystem (35 kV/10 kV) : Verteilte APFs werden idealerweise am Ende jedes Sammelkreises zur gezielten Oberschwingungs- und Resonanzkontrolle installiert.
Haupt-Aufwärtstransformator : Erhöht die Spannung für den Netzanschluss.
Gemeinsamer Kopplungspunkt (PCC) : Der Verbindungspunkt mit dem Hauptnetz.
Zentralisierte Schadensbegrenzungsebene : 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.
(Optional) A Zentralisiertes APF zur zusätzlichen Oberwellenfilterung.
Passive Kondensator-/Reaktorbatterien zur Basis-Blindleistungskompensation.
Empfohlenes Schema :
SVG : Zentral auf dem 35-kV-Bus installiert, Kapazität beträgt 25 % bis 50 % der Gesamtkapazität der Farm.
APF : Priorisieren Sie eine verteilte Schadensbegrenzung Schema, bei dem Einheiten am Ende jedes Sammelkreislaufs installiert werden.
Koordinierte Steuerung : SVG und APF sollten in die Windparks integriert werden SCADA oder Energiemanagementsystem (EMS) um Grid-Dispatch-Befehle zu empfangen und einen automatisierten Betrieb zu ermöglichen.
Die raue Umgebung des Windparks erfordert hohe Anforderungen an die Ausrüstung:
Schutzart : Die Installation im Außenbereich erfordert mindestens IP54 und Korrosionsbeständigkeitsklasse C4/C5, um Wind, Sand, Salznebel, Feuchtigkeit und extremen Temperaturen standzuhalten.
Spannungspegel : Muss direkt dem Spannungsniveau des Windparks entsprechen (z. B. 10 kV, 35 kV).
Reaktionsgeschwindigkeit : Muss extrem schnell (<5 ms) sein, um auf Windkraftrampen und Netzfehler reagieren zu können.
Zuverlässigkeit und Wartbarkeit : Eine hohe MTBF (mittlere Betriebsdauer zwischen Ausfällen) und ein modulares Design für einen schnellen Austausch sind unerlässlich.
Zertifizierung : Erfordert eine Zertifizierung aus Produkttests der Energiebranche, Low Voltage Ride-Through (LVRT)-Tests usw.
Die Konfiguration von SVG und APF für einen Windpark ist keine einfache Auswahlberechnung, sondern eine Systemtechnik Aufgabe:
SVG ist obligatorisch Seine Kapazität wird bestimmt durch nationale verbindliche Standards , in erster Linie um den Bedarf an Blindleistungsverteilung und Spannungshaltung im Netz zu decken.
APF wird dringend empfohlen . Sein Konfigurationsschema (zentralisiert oder verteilt) und seine Kapazität müssen auf Feldmessungen und Systemanalyse , in erster Linie zur Unterdrückung von Oberwellen und zur Vermeidung von Resonanzen, wodurch interne Komponenten geschützt werden.
Kapitalrendite (ROI) : Diese Investition ist nicht nur ein „Ticket“ zur Erfüllung der Netzanschlussanforderungen, sondern unerlässlich für die Sicherstellung der langfristig sicherer, stabiler und effizienter Betrieb des Windparks und vermeiden so hohe Strafen und Schäden an der Ausrüstung.
In der Anfangsphase des Projekts wurden detaillierte Modellierung und Simulation der Stromqualität müssen durchgeführt werden, und professionelle Agenturen sollten beauftragt werden für Messung und Auswertung den wirtschaftlichsten, effizientesten und zuverlässigsten Minderungsplan zu entwickeln.
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