L’energia fotovoltaica (PV) ha un grande potenziale per fornire energia con un impatto minimo sull’ambiente, poiché è pulita e priva di inquinamento. Un gran numero di celle solari collegate in serie e in parallelo impostare il fotovoltaico o pannelli solari. Un modo di utilizzare l’energia fotovoltaica è in un sistema di energia distribuita come fonte di energia di picco.
D’altra parte, sono state applicate severe normative alle apparecchiature collegate alle linee di utilità. Alcuni di questi regolamenti sono legati alla distorsione armoniche e fattore di potenza. Tuttavia, con lo sviluppo dell’elettronica di potenza, molte apparecchiature tendono ad aumentare i livelli di distorsione armonica. La corrente di linea all’ingresso del raddrizzatore a ponte a diodi devia significativamente da una forma d’onda sinusoidale e questa corrente distorta può anche portare a distorsioni nella tensione di linea. Inoltre, molte apparecchiature moderne utilizzano controller digitali, basati su microprocessori sensibili alle variazioni delle forme d’onda di tensione e corrente. Pertanto, per aumentare l’utilizzo del sistema fotovoltaico, la conversione di potenza può essere progettata per fornire anche funzioni di un condizionatore di qualità dell’alimentazione unificato.
L’utilizzo di due convertitori DC/AC completamente controllati rendono il sistema la struttura più versatile di convertitori applicati come condizionatori di energia. In questo caso, a seconda del controller, i convertitori possono avere diverse funzioni di compensazione. Ad esempio, possono realizzare filtri attivi in serie e shunt combinati per compensare contemporaneamente la corrente di carico e le armoniche della tensione fornita. In questo modo, l’apparecchiatura viene chiamata Unified Power Quality Conditioner (UPQC). Un filtro shunt attivo è un dispositivo adatto per la compensazione basata sulla corrente. Questa configurazione include armoniche di corrente e compensazioni di potenza reattiva. Il filtro shunt attivo può anche bilanciare le correnti di sbilanciamento.
Il filtro serie attivo viene normalmente utilizzato per la compensazione basata sulla tensione. In questo caso, le armoniche di tensione e i cali e i cali di tensione sono compensati. Altre applicazioni possono essere trovate in letteratura per scopi di compensazione della frequenza fondamentale, come la compensazione della potenza reattiva, il controllo del flusso della potenza attiva e la regolazione della tensione. In questo caso, si chiama Unified Power Flow Controller (UPFC).
Convenzionalmente, i sistemi di conversione dell’energia fotovoltaica collegati alla rete sono composti da un convertitore DC-DC e da un inverter. Il convertitore DC-DC è controllato per tracciare il punto di massima potenza dell’array fotovoltaico e l’inverter è controllato per produrre corrente in modo tale che la corrente del sistema abbia una bassa distorsione armonica totale (THD) ed sia in fase con la tensione di utilità. L’efficienza del sistema convenzionale è bassa perché il convertitore DC-DC e l’inverter sono collegati in serie. Lo scopo di questo articolo è quello di progettare un sistema di generazione fotovoltaica per il collegamento in un sistema trifase utilizzando solo un inverter DC/AC.
Il sistema proposto aumenta l’efficienza di conversione e fornisce anche una funzione utile in qualsiasi momento, operando come alimentatore e compensatore di potenza armonica e reattiva quando il sole è disponibile. A bassa irradiazione, il sistema funziona solo come compensatore di potenza armonica e reattiva. Altro convertitore DC / DC viene utilizzato per fornire compensazione armonica di tensione. La stima dei costi mostra che l’uso di componenti aggiuntivi aumenta il costo in meno del 12% per avere un’altra funzione per migliorare la qualità dell’alimentazione. Inoltre, questo convertitore non modifica l’efficienza della conversione di energia fotovoltaica poiché i convertitori sono collegati in parallelo.
Il controllo è stato implementato con il metodo Synchronous Reference Frame (SRF). Il sistema e il controller sono stati progettati e simulati. Diverse tecniche di Pulse-Width-Modulation (PWM) sono state confrontate per suggerire una configurazione con efficienza ottimale. Il sistema fornisce circa 2,8 kW di generazione fotovoltaica.
L’uso di sistemi fotovoltaici (PV) come fonte sicura e pulita di energia dal sole è in rapido aumento. L’applicazione dei sistemi fotovoltaici nei sistemi di alimentazione può essere suddivisa in due campi principali: applicazioni off-grid o stand-alone e applicazioni on-grid o grid-connected. I sistemi fotovoltaici stand-alone possono essere utilizzati per fornire energia per carichi remoti che non hanno accesso alle reti elettriche, mentre le applicazioni collegate alla rete sono utilizzate per fornire energia per i carichi locali e per lo scambio di energia con le reti di utilità.
È stata installata a Lugo, California, USA, la prima grande centrale fotovoltaica collegata alla rete con una capacità di 1 MW. La seconda pianta con 6.La capacità di 5 MW è stata installata a Carissa Plains, California, USA. Attualmente, molti grandi sistemi fotovoltaici collegati alla rete con diverse gamme di potenza operano in vari paesi.
I sistemi fotovoltaici possono migliorare il funzionamento dei sistemi di alimentazione migliorando il profilo di tensione e riducendo le perdite di energia degli alimentatori di distribuzione, i costi di manutenzione e il carico dei commutatori del trasformatore durante le ore di punta. Tuttavia, rispetto ad altre tecnologie rinnovabili, i sistemi fotovoltaici devono ancora affrontare grandi difficoltà e possono comportare alcuni effetti negativi per il sistema, come il sovraccarico degli alimentatori, l’inquinamento armonico, l’alto costo di investimento, la bassa efficienza e la bassa affidabilità, che ne ostacolano l’uso diffuso. Inoltre, le variazioni nell’irradiazione solare possono causare fluttuazioni di potenza e sfarfallio di tensione, con conseguenti effetti indesiderati su impianti fotovoltaici ad alta penetrazione nel sistema di alimentazione. Alcuni metodi di controllo, come il Maximum Power Point Tracking (MPPT) possono essere utilizzati per migliorare l’efficienza dei sistemi fotovoltaici.
In tali controller, è necessario controllare sia la tensione prodotta che la corrente dell’array fotovoltaico. Ciò può complicare la struttura del sistema fotovoltaico con una maggiore possibilità di guasto durante il monitoraggio della massima potenza in condizioni meteorologiche impreviste. Per quanto riguarda lo schema di protezione del sistema, le generazioni distribuite basate sul sistema fotovoltaico (DGS) dovrebbero energizzare i carichi locali dopo che il sistema è stato scollegato dalla rete elettrica in condizioni difettose.
In queste situazioni, qualsiasi insolazione involontaria può aumentare il rischio di problemi di sicurezza o danni ad altre parti dei componenti del sistema, il che può ridurre l’affidabilità del sistema.
Questi problemi rendono necessaria un’analisi accurata degli effetti dell’installazione di grandi impianti fotovoltaici connessi alla rete sulle prestazioni della rete elettrica.
Questa valutazione è importante perché può fornire soluzioni fattibili per potenziali problemi operativi che i sistemi fotovoltaici collegati alla rete possono causare ad altri componenti nei sistemi di distribuzione.
In letteratura, molti lavori si concentrano sulla modellazione allo stato stazionario e sull’analisi di sistemi fotovoltaici. Tuttavia, non è stato ancora fatto alcun tentativo di studiare gli effetti dei sistemi fotovoltaici connessi alla rete sul funzionamento dinamico e sul controllo del sistema prima dell’implementazione in tempo reale.
Modellazione di impianti fotovoltaici
I sistemi fotovoltaici collegati alla rete ad alta penetrazione, noti come tipo di DG nella gamma megawatt, sono rapidamente sviluppati. Questi coprono la maggior parte del mercato fotovoltaico in diversi paesi in tutto il mondo.
I componenti principali di un impianto fotovoltaico collegato alla rete includono una miscela serie/parallela di array fotovoltaici per convertire direttamente la luce solare in corrente continua e un’unità di condizionamento che converte l’alimentazione CC in corrente alternata; questa unità mantiene anche il PV funzionante alla massima efficienza. La figura 1 mostra lo schema generale degli impianti fotovoltaici collegati alla rete.
In particolare, in molti casi, anche i dispositivi di accumulo di energia come batterie e supercondensatori sono considerati il terzo componente dei sistemi fotovoltaici collegati alla rete.
Questi dispositivi migliorano le prestazioni degli impianti fotovoltaici, come la generazione di energia di notte, il controllo della potenza reattiva sugli impianti fotovoltaici, lo spostamento del carico di picco e la stabilizzazione della tensione delle reti.
Per fornire una corretta interfaccia tra i sistemi fotovoltaici collegati alla rete elettrica e la rete elettrica, devono essere soddisfatte alcune condizioni, come la sequenza di fase, la frequenza e la corrispondenza del livello di tensione. Fornire queste condizioni dipende fortemente dalla tecnologia elettronica di potenza applicata degli inverter fotovoltaici.
Figura 1: Schema semplificato dell’impianto fotovoltaico collegato alla rete…
Figura 2: Circuito equivalente del modulo FV
Le caratteristiche elettriche di un’unità FV possono generalmente essere espresse in termini di relazioni corrente-tensione o potenza-tensione della cella.
Le variazioni di queste caratteristiche dipendono direttamente dall’irraggiamento ricevuto dalla cella e dalla temperatura della cella.
Pertanto, per analizzare le prestazioni dinamiche degli impianti fotovoltaici in diverse condizioni meteorologiche, è necessario un modello adeguato per convertire l’effetto dell’irraggiamento e della temperatura sulla corrente e sulla tensione prodotte degli array fotovoltaici.
La figura 2 mostra il circuito elettrico equivalente di un modulo fotovoltaico in silicio cristallino. In questo modello, I è la corrente del terminale di uscita, IL è la corrente generata dalla luce, Id è la corrente del diodo, Ish è la corrente di dispersione dello shunt, Rs è la resistenza interna e Rsh è la resistenza dello shunt.
In pratica, il valore di Rs dipende fortemente dalla qualità del semiconduttore usato. Pertanto, qualsiasi piccola variazione nel valore Rs può cambiare drasticamente l’uscita PV.
Possibili effetti degli impianti fotovoltaici connessi alla rete sui sistemi di distribuzione
Le fonti energetiche rinnovabili, in particolare gli impianti fotovoltaici, sono diventate fonti di energia più significative, attirando un notevole interesse commerciale. Tuttavia, il collegamento di grandi impianti fotovoltaici alle reti di servizio può causare diversi problemi operativi per le reti di distribuzione.
La gravità di questi problemi dipende direttamente dalla percentuale di penetrazione del fotovoltaico e dalla geografia dell’impianto. Quindi, conoscere il possibile impatto dei grandi sistemi fotovoltaici connessi alla rete sulle reti di distribuzione può fornire soluzioni fattibili prima di implementazioni pratiche e in tempo reale.
Lo scopo di questa sezione è quello di introdurre i possibili effetti che gli impianti fotovoltaici possono imporre sui sistemi di distribuzione. Corrente di spunto. La piccola differenza inevitabile tra i sistemi fotovoltaici e le tensioni di rete può introdurre una corrente di spunto che scorre tra il sistema fotovoltaico e la rete elettrica al momento della connessione e decade a zero ad una velocità esponenziale. La corrente di spunto prodotta può causare viaggi di fastidio, stress termico e altri problemi.
Impianto fotovoltaico collegato alla rete
Il sistema di conversione dell’energia fotovoltaica (PV) proposto ha alta efficienza, basso costo e alta funzionalità. La figura 3 mostra lo schema a blocchi del sistema proposto. Il convertitore 1 (convertitore PV) in Figura 3 è responsabile della conversione dell’energia FV nella rete, nonché della compensazione delle armoniche di corrente e della potenza reattiva. Il convertitore 2 (Restauratore di tensione dinamico — convertitore DVR) in Figura 3 è responsabile della compensazione delle armoniche di tensione o degli abbassamenti di tensione.
Figura 3: generazione FV con funzione UPQC…
Figura 4: Carico convenzionale con tensione minima alla fine della linea
L’utilizzo di due convertitori controllati rende il sistema la struttura più versatile applicata come condizionatore di energia. In questo caso, a seconda del controller, i convertitori possono avere diverse funzioni di compensazione.
Ad esempio, possono realizzare filtri attivi in serie e shunt combinati per compensare contemporaneamente la corrente di carico e le armoniche della tensione fornita.
Sicurezza
La sicurezza è una delle principali preoccupazioni nei sistemi fotovoltaici a causa dell’insolazione involontaria al momento del verificarsi di guasti sul lato della rete. Qui, i sistemi fotovoltaici continuano ad alimentare il carico anche dopo che la rete è scollegata dalla rete elettrica, il che può portare a scosse elettriche dei lavoratori.
Sovratensione
I sistemi fotovoltaici di solito sono progettati per funzionare vicino al fattore di potenza dell’unità per utilizzare pienamente l’energia solare. In questo caso, l’impianto fotovoltaico inietta solo potenza attiva nella rete elettrica, che può modificare il flusso di potenza reattiva del sistema.
Pertanto, le tensioni degli autobus vicini possono essere aumentate a causa della mancanza di potenza reattiva. La sovratensione prodotta può avere effetti negativi sul funzionamento sia dell’utilità che del cliente. Fluttuazione della potenza di uscita, la fluttuazione della potenza di uscita dei sistemi fotovoltaici è uno dei principali fattori che possono causare gravi problemi operativi per la rete di utilità. La fluttuazione di potenza si verifica a causa di variazioni dell’irraggiamento solare causate dal movimento delle nuvole e può continuare per minuti o ore, a seconda della velocità del vento, del tipo e delle dimensioni delle nuvole che passano, dell’area coperta dall’impianto fotovoltaico e della topologia dell’impianto fotovoltaico. La fluttuazione di potenza può causare oscillazioni di potenza nelle linee, carichi eccessivi e inferiori, fluttuazioni di tensione inaccettabili e sfarfallio di tensione.
Fluttuazione della potenza di uscita
La fluttuazione della potenza di uscita degli impianti fotovoltaici è uno dei principali fattori che possono causare gravi problemi operativi per la rete di utilità. La fluttuazione di potenza si verifica a causa di variazioni dell’irraggiamento solare causate dal movimento delle nuvole e può continuare per minuti o ore, a seconda della velocità del vento, del tipo e delle dimensioni delle nuvole che passano, dell’area coperta dall’impianto fotovoltaico e della topologia dell’impianto fotovoltaico. La fluttuazione di potenza può causare oscillazioni di potenza nelle linee, carichi eccessivi e inferiori, fluttuazioni di tensione inaccettabili e sfarfallio di tensione.
Armonica
La distorsione armonica è un grave problema di qualità dell’alimentazione che può verificarsi a causa dell’uso di inverter di potenza che convertono la corrente CC in corrente alternata nei sistemi fotovoltaici. Le armoniche prodotte possono causare risonanze parallele e in serie, surriscaldamento in banchi di condensatori e trasformatori e falso funzionamento di dispositivi di protezione che possono ridurre l’affidabilità dei sistemi di alimentazione.
Fluttuazione di frequenza
La frequenza è uno dei fattori più importanti nella qualità dell’alimentazione. Qualsiasi squilibrio tra la potenza prodotta e quella consumata può portare a fluttuazioni di frequenza. Le piccole dimensioni degli impianti fotovoltaici fanno sì che la fluttuazione di frequenza sia trascurabile rispetto ad altre risorse basate sull’energia rinnovabile. Tuttavia, questo problema può diventare più grave aumentando i livelli di penetrazione dei sistemi fotovoltaici. La fluttuazione di frequenza può modificare la velocità di avvolgimento nei motori elettrici e può danneggiare i generatori.
Limiti della capacità di trasmissione della rete
La progettazione convenzionale di una rete elettrica considera un flusso di carico diretto dal trasformatore al carico. Sono stati assunti carichi passivi con correnti sinusoidali per la valutazione di trasformatori e linee di distribuzione. La figura 4 mostra la tensione che diminuisce con la distanza dal trasformatore.
Pertanto, il design è di solito fatto per mantenere la tensione al trasformatore sopra la tensione nominale al fine di ottenere una caduta di tensione che è al di sotto del valore minimo specificato. Negli ultimi anni l’uso delle reti di distribuzione è cambiato pesantemente in quanto molti dispositivi utilizzano raddrizzatori a ponte incontrollati sul lato dell’ingresso di rete. In molte zone rurali è stata installata una grande produzione di energia decentralizzata (ad esempio fotovoltaico, eolico, microturbine e generazione combinata). In alcune aree la potenza di generazione installata è significativamente superiore al consumo e spesso raggiunge la potenza nominale di rete. A causa degli alti livelli di potenza generata dalle stazioni di generazione decentrate, il flusso di carico può cambiare direzione. In particolare nei periodi ad alto guadagno solare, quando le piante solari alimentano i loro livelli di potenza più alti nella rete, mentre il consumo di energia può essere abbastanza basso, può verificarsi un flusso di energia inversa. Pertanto, l’energia solare generata viene immessa nella rete di media tensione sopra il trasformatore di quel ramo. Se la potenza è nell’intervallo della potenza nominale del ramo, la tensione nel punto di connessione dell’impianto di generazione può aumentare significativamente. Se la tensione supera la tolleranza di solito del 10% sopra la tensione nominale, altri dispositivi e apparecchiature potrebbero essere danneggiati.
Figura 5: Tensione massima o minima a fine riga….
Figura 6: acquisizione dei Dati e il controllo della struttura…
Figura 5 mostra la possibile variazione di tensione con la distanza dal trasformatore per diverse condizioni di carico e generazione. Pertanto, il design è solitamente fatto per mantenere la tensione al trasformatore sopra la tensione nominale al fine di ridurre le cadute di tensione al di sotto del valore minimo specificato.
Con la generazione decentrata la tensione può aumentare nel punto di connessione come mostrato nella Figura 5. Con la tensione al trasformatore che è messa sopra il valore nominale è molto probabile superare la tensione massima specificata. In Germania, si raccomanda un aumento massimo della tensione del 2 o 3% in futuro causato da centrali elettriche distribuite in reti a bassa tensione. In caso di corrente inversa la tensione massima consentita sarà raggiunta anche al di sotto della potenza nominale del ramo di rete.
Pertanto, la rete deve essere migliorata per offrire nuovi servizi e nuove funzionalità per far fronte alle nuove esigenze. Evitare elevati costi di installazione o di esercizio favorisce un’ulteriore crescita della produzione di energia decentrata. In passato l’estensione della rete era necessaria per aumentare la capacità di trasmissione, con conseguente cablaggio aggiuntivo e maggiori costi di investimento, anche se la capacità aggiuntiva viene utilizzata solo per poche ore di funzionamento all’anno, di solito nei giorni di guadagno solare, quando è effettivamente necessaria una capacità di rete aggiuntiva. A breve termine, il collegamento supplementare di sistemi di generazione solare spesso non può essere consentito fino a quando non sia stata effettuata l’estensione della rete.
Aumentare la qualità della tensione e la capacità della rete
Mentre la capacità e la qualità della rete sono state finora fornite principalmente dall’espansione della rete, questo progetto mira a utilizzare efficacemente gli impianti distribuiti nelle reti. Ciò è fatto dall’uso della tecnologia di misura distribuita, dal controllo intelligente dell’elettronica di potenza, dalla nuova tecnologia dell’informazione e della comunicazione e dalle possibilità del controllo della rete. Il concetto è sviluppato e testato sull’esempio di sistemi fotovoltaici distribuiti. Tuttavia, l’uso non è limitato a questa applicazione. In tutte le reti con installazioni e carichi di alimentazione controllabili l’efficienza della rete può essere aumentata dai servizi di rete distribuiti.
Lo stato operativo della rete deve essere misurato continuamente nei punti di connessione di grandi carichi e nella generazione decentrata. Gli inverter solari sono dotati di capacità di acquisizione dati perché devono sincronizzare la loro tensione e frequenza con la tensione di rete. Per i punti di collegamento del carico deve essere installata la tecnologia di misurazione. Come mostrato in Figura 6 un computer principale è collegato in rete a un certo numero di dispositivi di acquisizione dati e inverter solari. I dispositivi di acquisizione dati e gli inverter solari monitorano il flusso di tensione, corrente e potenza nelle loro posizioni sulla rete. I dispositivi di acquisizione dati si trovano a grandi carichi (ad esempio, impianti industriali) e nodi di rete. Il computer principale riceve i dati di stato della griglia e quindi calcola i valori per la potenza reattiva richiesta per i singoli inverter solari che verranno inviati tramite la rete dati agli inverter.
La struttura di controllo è composta da tre diversi controlli. La prima parte è la limitazione della tensione di rete mediante assorbimento di potenza reattiva degli inverter. Per evitare perdite inutili solo il numero di inverter necessario deve assorbire solo la potenza reattiva necessaria per limitare la tensione di rete. Pertanto, il computer principale attiva solo gli inverter con i livelli di tensione più alti nella rete. Inoltre, le fluttuazioni di tensione dovute a rapidi cambiamenti di carico e generazione, ad esempio, le nuvole in movimento possono essere compensate e levigate iniettando e assorbendo la potenza reattiva attraverso gli inverter solari. Gli inverter possono essere utilizzati anche per la compensazione locale della potenza reattiva richiesta da altri carichi al fine di ridurre al minimo le perdite di potenza nella rete.
Figura 7: Caduta di tensione su una linea durante l’alimentazione in potenza attiva (sinistra) e attiva e reattiva (destra)
Limitazione della tensione
Gli inverter solari superiori a 8-10 kW sono solitamente collegati alla rete tramite tre fasi. Possono operare in tutti e quattro i quadranti, potendo così iniettare o assorbire la potenza reattiva mentre la potenza attiva viene immessa nella rete. La figura 7 mostra in modo qualitativo la caduta di tensione in una linea di trasmissione. Mentre la tensione alla fine della linea U2 è inferiore alla tensione U1 all’inizio (lato trasformatore) in caso di condizioni di carico normali, questo cambia quando la potenza attiva viene alimentata alla fine della linea (parte sinistra della figura 7).
La tensione può essere significativamente più alta alla fine della linea rispetto al trasformatore. Assorbendo ulteriormente la potenza reattiva (o la corrente), la sovratensione può essere ridotta (lato destro della figura 7). Questo è anche il caso delle griglie di distribuzione a bassa tensione con un rapporto R/X relativamente elevato, specialmente se si tiene conto dell’impedenza del trasformatore.
Il flusso di potenza reattiva si traduce in una corrente aggiuntiva che deve essere guidata dall’inverter. Studi sulla potenza reattiva hanno dimostrato che un fattore di potenza minimo di cos y = 0,9 nelle tipiche reti a bassa tensione è sufficiente per mantenere la tensione entro i limiti consentiti. Un fattore di potenza cos y = 0.9 fornisce una potenza reattiva del 43% della potenza attiva. Ciò causa una corrente superiore del 10% dell’inverter. Se la potenza reattiva viene assorbita solo a livelli di tensione aumentati, la valutazione più alta dell’inverter solare può essere inferiore o potrebbe anche non essere necessaria. Se la potenza reattiva viene utilizzata per limitare la tensione di rete, ulteriori perdite di potenza vengono generate nell’inverter e nelle linee di rete a causa della maggiore corrente di rete. Ma il vantaggio è che una maggiore potenza attiva può essere trasmessa e l’energia elettrica generata solare in eccesso può essere alimentata alla rete. Pertanto, è opportuno fornire la potenza reattiva non mediante una caratteristica statica degli inverter, ma ridurre al minimo l’assorbimento della potenza reattiva attivando individualmente gli inverter che hanno l’effetto più significativo sulla tensione di rete. La comunicazione di ciascun inverter con un computer centrale garantisce l’ottimizzazione dell’assorbimento della potenza reattiva.
Figura 8: Aumento di tensione a causa di impianti fotovoltaici plants
Attenuazione delle fluttuazioni di tensione
Fluttuazione dell’ingresso di potenza agli impianti fotovoltaici a causa di nuvole di passaggio o carichi altamente fluttuanti causano fluttuazioni di tensione nella rete a bassa tensione. Il consumo di energia reattiva (capacitivo) a picchi di tensione negativi e l’assorbimento di potenza reattiva (induttivo) a picchi di tensione positivi da parte degli inverter solari distribuiti possono attenuare le fluttuazioni di tensione nella rete. Il rischio di sfarfallio può essere ridotto da un tale controllo aggiuntivo che viene implementato localmente negli inverter. La levigatura non necessita di alcuna comunicazione degli inverter con un computer centrale.
Compensazione della potenza reattiva
La compensazione della potenza reattiva a questa data richiede attrezzature aggiuntive e i relativi costi di installazione e messa in servizio che dovrebbero essere recuperati con maggiori efficienze. Finora, la compensazione è utilizzata principalmente in grandi impianti industriali. Pertanto, la generazione di potenza reattiva decentralizzata per la compensazione riduce significativamente le perdite di potenza dovute alle brevi distanze di trasmissione della potenza reattiva. Per generare potenza reattiva è necessario immagazzinare energia a breve termine. Questo può essere fatto con condensatori o induttori. Gli inverter solari basati sul collegamento di tensione di solito hanno condensatori, quindi la capacità già installata può essere utilizzata per la potenza reattiva. Le riserve di potenza reattiva esistenti che sono intrinsecamente presenti dagli inverter distribuiti possono essere utilizzate per fornire potenza reattiva alla rete di media tensione sovrapposta o per ridurre il consumo di potenza reattiva della rete di bassa tensione per minimizzare le perdite.
Test sul campo
Il test sul campo viene eseguito in una vera e propria rete a bassa tensione con un’elevata penetrazione di centrali fotovoltaiche.
Panoramica della griglia di prova
La figura 8 mostra la struttura della griglia di prova. La rete è alimentata da due trasformatori (potenza nominale 630 kVA) e azionata a maglie. La capacità installata dell’impianto fotovoltaico è di 400 kWp ed è già superiore al carico medio di rete. Nei giorni di sole, la potenza attiva viene alimentata regolarmente nella rete di media tensione. Ci sono numerose centrali fotovoltaiche relativamente grandi nella griglia a causa dell’elevato numero di edifici agricoli con ampie aree del tetto.
Figura 9: Numero di medie di 10 minuti a seconda del flusso di potenza attiva della rete di prova
La distribuzione della tensione e i carichi di cavi e trasformatori sono stati calcolati da un software commerciale di analisi del sistema di alimentazione. La figura 8 mostra anche la distribuzione della tensione nell’area della rete come risultato degli impianti fotovoltaici. Secondo le raccomandazioni VDEW, le tensioni sono calcolate senza carichi e con gli inverter che si alimentano nella loro potenza nominale. È evidente che in questa rete si osserva un aumento di tensione < 2% solo in prossimità dei trasformatori. L’aumento è superiore al 2% tra i trasformatori e oltre il 3 o 4% nelle estensioni di rete critiche. Nonostante l’aumento di tensione i trasformatori e i cavi nella rete sono caricati al 40%.
Figura 10: Alimentazione e tensione PV
Premisurements
I dati di entrambi i trasformatori sono stati disponibili in media di 10 minuti per un periodo di un anno. La figura 9 mostra il numero di medie misurate di 10 minuti a seconda del flusso di potenza reattiva della rete. Nei giorni di sole la potenza generata dalle centrali fotovoltaiche nella rete supera il carico. Pertanto, vi è un flusso di potenza attiva dalla griglia di prova alla griglia di media tensione sovrapposta.
Erano disponibili due punti di misurazione presso gli inverter delle centrali fotovoltaiche per valutare in anticipo lo stato della rete di prova. Uno è in una centrale fotovoltaica che si trova alla fine di una lunga linea critica e l’altro si trova tra i trasformatori.
Il grafico superiore della Figura 10 mostra lo sviluppo del PV-feed-in in p.u. basato sulla potenza nominale dell’inverter, che era una giornata estiva soleggiata. La potenza nominale non viene raggiunta a causa del forte riscaldamento dei moduli fotovoltaici. Il grafico inferiore della Figura 10 mostra anche le tensioni corrispondenti in entrambi i punti di misura (verde: punto di misura all’estensione della griglia critica, rosso: punto di misura tra i due trasformatori). I valori zero di tensione e potenza sono il risultato di errori di trasmissione a breve termine nella misurazione. Il profilo di tensione segue molto bene il feed-in fotovoltaico. Il trasformatore sinistro era fuori servizio a causa della manutenzione in questo giorno. Questo è il motivo per cui ci sono aumenti di alta tensione. Questi valori corrispondono bene con i risultati del calcolo della griglia. La figura 11 mostra un primo piano dell’alimentazione FV e delle tensioni corrispondenti, un giorno instabile (verde: punto di misura alle estensioni di rete critiche, rosso: punto di misura tra i due trasformatori).
Figura 11: Dettaglio dell’alimentazione e della tensione PV
In questo giorno, anche il trasformatore sinistro era fuori servizio a causa della manutenzione. I gradienti dei picchi o delle gocce di tensione sono solitamente più piccoli dei gradienti dei picchi o delle gocce di potenza. Ciò è dovuto alla distribuzione dei sistemi fotovoltaici nella griglia di prova. Pertanto, le cadute di potenza causate dal passaggio delle nuvole sono sfalsate. Queste cadute di potenza sfalsate causano cadute di tensione sfalsate.
Il più grande gradiente di potenza misurata finora è 0.07 p. u./s rispetto alla potenza nominale. Il più grande gradiente di tensione misurata è finora 0.002 p. u. / s rispetto alla tensione nominale. Il concetto descritto in questo articolo fornisce una migliore qualità della tensione e maggiori capacità di trasmissione nelle reti a bassa tensione con un’elevata penetrazione delle centrali fotovoltaiche. La tecnologia sopra descritta è attualmente in fase di sviluppo e in fase di test con inverter solari sulla rete a bassa tensione. In generale, la tecnologia può essere applicata a qualsiasi inverter elettronico di potenza che sia permanentemente o temporaneamente collegato alla rete. Grazie alle strutture di comunicazione e acquisizione dati integrate, il sistema può essere configurato automaticamente dopo aver collegato un nuovo inverter alla rete.
