fotovoltaisk (PV) energi har et stort potentiale til at levere energi med minimal indvirkning på miljøet, da det er rent og forureningsfrit. Et stort antal solceller forbundet i serie og parallelt oprettet solcelleanlæg eller solcelleanlæg. En måde at bruge fotovoltaisk energi på er i et distribueret energisystem som en topkilde.
på den anden side er der anvendt strenge regler for det udstyr, der er tilsluttet forsyningsledningerne. Nogle af disse regler er relateret til harmoniske forvrængning og effektfaktor. Men med udviklingen af effektelektronik har mange udstyr en tendens til at øge niveauerne af harmonisk forvrængning. Linjestrømmen ved indgangen til diodebroens ensretter afviger markant fra en sinusformet bølgeform, og denne forvrængede strøm kan også føre til forvrængning i linjespændingen. Desuden bruger mange moderne udstyr digitale controllere baseret på mikroprocessorer, der er følsomme for variationer i spændings-og strømbølgeformerne. For at øge brugen af PV-systemet kan strømkonverteringen derfor designes til også at give funktioner i et samlet strømkvalitetsbalsam.
udnyttelsen af to DC/AC fuldt styrede omformere gør, at systemet har den mest alsidige struktur af omformere, der anvendes som energikonditioneringsanlæg. I dette tilfælde kan omformerne, afhængigt af controlleren, have forskellige kompensationsfunktioner. For eksempel kan de realisere aktive serie-og shuntfiltre kombineret for at kompensere samtidig belastningsstrøm og harmoniske af den medfølgende spænding. På denne måde kaldes udstyret Unified effektkvalitet Conditioner (UPC). Et aktivt shuntfilter er en egnet enhed til strømbaseret kompensation. Denne konfiguration inkluderer aktuelle harmoniske og reaktive effektkompensationer. Det aktive shuntfilter kan også afbalancere ubalancestrømme.
det aktive seriefilter bruges normalt til spændingsbaseret kompensation. I dette tilfælde kompenseres spændingsharmonier og spændingsfald og dips. Andre anvendelser kan findes i litteraturen med henblik på kompensation af den grundlæggende frekvens, såsom reaktiv effektkompensation, strømstyring af aktiv effekt og spændingsregulering. I dette tilfælde kaldes det Unified Strømstrømregulator (UPFC).
konventionelt er nettilsluttede fotovoltaiske energikonverteringssystemer sammensat af en DC-DC-konverter og en inverter. DC-DC-konverteren styres for at spore det maksimale effektpunkt for det fotovoltaiske array, og omformeren styres til at producere strøm på en sådan måde, at systemstrømmen har lav Total harmonisk forvrængning (THD), og den er i fase med hjælpespændingen. Effektiviteten af det konventionelle system er lav, fordi DC-DC-konverteren og omformeren er forbundet i serie. Formålet med denne artikel er at designe et solcelleanlæg til tilslutning i et trefasesystem, der kun bruger en DC/AC-inverter.
det foreslåede system øger konverteringseffektiviteten og giver også nyttig funktion til enhver tid, der fungerer som strømforsyning såvel som harmonisk og reaktiv effektkompensator, når solen er tilgængelig. Ved lav bestråling fungerer systemet kun som harmonisk og reaktiv effektkompensator. Andre DC / DC konverter bruges til at give spænding harmonisk kompensation. Omkostningsestimering viser, at brugen af yderligere komponenter øger omkostningerne på mindre end 12% for at have en anden funktion til at forbedre strømkvaliteten. Denne konverter ændrer heller ikke effektiviteten af PV-energikonverteringen, da omformerne er forbundet parallelt.
styringen blev implementeret med den synkrone referenceramme (SRF) metode. Systemet og controlleren blev designet og simuleret. Forskellige Pulsbreddemoduleringsteknikker er blevet sammenlignet for at foreslå en konfiguration med optimal effektivitet. Systemet leverer cirka 2,8 kV fotovoltaisk produktion.
brugen af solcelleanlæg (PV) som en sikker og ren energikilde fra solen er steget hurtigt. Anvendelsen af solcelleanlæg i elsystemer kan opdeles i to hovedfelter: off-grid eller stand-alone applikationer og on-grid eller grid-tilsluttede applikationer. Stand-alone solcelleanlæg kan bruges til at levere strøm til fjernbelastninger, der ikke har adgang til elnet, mens netforbundne applikationer bruges til at levere energi til lokale belastninger og til udveksling af strøm med forsyningsnet.
det første store nettilsluttede solcelleanlæg med 1 MVKAPACITET blev installeret i Lugo, Californien, USA. Den anden plante med 6.5 mv kapacitet blev installeret i Carissa Plains, Californien, USA. I øjeblikket opererer mange store netforbundne solcellesystemer med forskellige strømområder i forskellige lande.
PV-systemer kan forbedre driften af elsystemer ved at forbedre spændingsprofilen og ved at reducere energitabet for distributionsfødere, vedligeholdelsesomkostningerne og belastningen af transformatorhane-skiftere i spidsbelastningstider. Ikke desto mindre står solcelleanlæg i sammenligning med andre vedvarende teknologier stadig over for store vanskeligheder og kan medføre nogle negative virkninger for systemet, såsom overbelastning af foderstoffer, harmonisk forurening, høje investeringsomkostninger, lav effektivitet og lav pålidelighed, hvilket hindrer deres udbredte anvendelse. Desuden kan variationer i solbestråling forårsage strømudsving og spændingsflimmer, hvilket resulterer i uønskede virkninger på høj penetrerede PV-systemer i elsystemet. Nogle kontrolmetoder, såsom maksimal Effektpunktssporing (MPPT) kan bruges til at forbedre effektiviteten af PV-systemer.
i sådanne regulatorer skal både den producerede spænding og strømmen af PV-arrayet styres. Dette kan komplicere PV – systemstrukturen med øget mulighed for fiasko, mens du sporer maksimal effekt under uventede vejrforhold. Med hensyn til systembeskyttelsesordningen bør de PV-systembaserede distribuerede generationer (DGs) aktivere de lokale belastninger, efter at systemet er blevet afbrudt fra forsyningsnettet under defekte forhold.
i disse situationer kan utilsigtet islanding øge risikoen for sikkerhedsproblemer eller beskadigelse af andre dele af systemkomponenterne, hvilket kan mindske systemets pålidelighed.
disse problemer betyder, at det er nødvendigt nøjagtigt at analysere virkningerne af installation af store netforbundne solcellesystemer på det elektriske netværks ydeevne.
denne evaluering er vigtig, fordi den kan give mulige løsninger på potentielle driftsproblemer, som netforbundne solcelleanlæg kan forårsage for andre komponenter i distributionssystemer.
i litteraturen fokuserer mange værker på steady-state modellering og analyse af PV-systemer. Der er dog endnu ikke gjort noget forsøg på at undersøge virkningerne af netforbundne solcellesystemer på den dynamiske drift og kontrol af systemet før implementering i realtid.
PV-Systemmodellering
HØJPENETREREDE netforbundne PV-systemer, der er kendt som en type GD i megavatt-serien, udvikles hurtigt. Disse dækker størstedelen af SOLCELLEMARKEDET i forskellige lande over hele verden.
hovedkomponenterne i et nettilsluttet PV-system inkluderer en serie/parallel blanding af PV-arrays til direkte konvertering af sollys til jævnstrøm og en strømkonditioneringsenhed, der konverterer jævnstrøm til vekselstrøm; denne enhed holder også PVs i drift med maksimal effektivitet. Figur 1 viser det generelle diagram over netforbundne PV-systemer.
især i mange tilfælde betragtes energilagringsenheder såsom batterier og superkondensatorer også som den tredje komponent i netforbundne solcellesystemer.
disse enheder forbedrer ydeevnen for solcelleanlæg, såsom elproduktion om natten, reaktiv effektstyring over solcelleanlæg, spidsbelastningsskift og spændingsstabilisering af Net.
for at tilvejebringe korrekt grænseflade mellem nettilsluttede PV-systemer og forsyningsnettet skal nogle betingelser være opfyldt, såsom fasesekvens, frekvens og spændingsniveautilpasning. Tilvejebringelse af disse betingelser afhænger stærkt af den anvendte effektelektronik teknologi af PV-omformere.
Figur 1: Forenklet diagram over det nettilsluttede PV-system…
figur 2: ækvivalent kredsløb for PV-modulet…
de elektriske egenskaber ved en PV-enhed kan generelt udtrykkes i form af cellens strømspænding eller strømspændingsforhold.
variationerne i disse egenskaber afhænger direkte af bestrålingen modtaget af cellen og celletemperaturen.
for at analysere den dynamiske ydelse af solcelleanlæg under forskellige vejrforhold kræves der derfor en korrekt model til at konvertere effekten af bestråling og temperatur på produceret strøm og spænding i SOLCELLEANLÆGGENE.
figur 2 viser det ækvivalente elektriske kredsløb for et krystallinsk silicium PV-modul. I denne model er jeg udgangsterminalstrømmen, IL er den lysgenererede strøm, Id er diodestrømmen, Ish er shunt-lækstrømmen, Rs er den indre modstand, og Rsh er shunt-modstanden.
i praksis afhænger værdien af Rs stærkt af kvaliteten af den anvendte halvleder. Derfor kan enhver lille variation i Rs-værdi dramatisk ændre PV-output.
mulig effekt af netforbundne solcelleanlæg på distributionssystemer
vedvarende energikilder, især solcelleanlæg, er blevet mere betydningsfulde energikilder og tiltrækker betydelig kommerciel interesse. Ikke desto mindre kan tilslutning af store solcelleanlæg til forsyningsnet medføre flere driftsproblemer for distributionsnet.
alvorligheden af disse problemer afhænger direkte af procentdelen af PV-penetration og installationens geografi. Derfor kan kendskab til den mulige indvirkning af store netforbundne solcellesystemer på distributionsnetværk give mulige løsninger inden realtid og praktiske implementeringer.
formålet med dette afsnit er at indføre mulige effekter, som solcelleanlæg kan pålægge distributionssystemer. Startstrøm. Den lille uundgåelige forskel mellem PV-systemer og gitterspændinger kan indføre en indgangsstrøm, der strømmer mellem PV-systemet og forsyningsnettet ved tilslutningstidspunktet og henfalder til nul med en eksponentiel hastighed. Den producerede startstrøm kan forårsage generende ture, termisk stress og andre problemer.
netforbundet fotovoltaisk System
det foreslåede fotovoltaiske (PV) energikonverteringssystem har høj effektivitet, lave omkostninger og høj funktionalitet. Figur 3 viser blokdiagrammet for det foreslåede system. Konverteren 1 (PV-konverter) i figur 3 er ansvarlig for at konvertere PV-energien til nettet såvel som for at kompensere strømharmonier og reaktiv effekt. Konverteren 2 (Dynamic Voltage Restorer — DVR converter) i figur 3 er ansvarlig for at kompensere spænding harmoniske eller spænding sags.
figur 3: PV-generation med UPC-funktion…
figur 4: Konventionel belastning med spænding minimum ved enden af linjen …
udnyttelsen af to styrede omformere gør systemet til at have den mest alsidige struktur anvendes som energi conditioner. I dette tilfælde kan omformerne, afhængigt af controlleren, have forskellige kompensationsfunktioner.
for eksempel kan de realisere aktive serie-og shuntfiltre kombineret for at kompensere samtidig belastningsstrøm og harmoniske af den medfølgende spænding.
sikkerhed
sikkerhed er en af de største bekymringer i solcelleanlæg på grund af utilsigtet islanding på tidspunktet for fejlforekomst på netsiden. Her fortsætter PV-systemer med at fodre belastningen, selv efter at netværket er afbrudt fra forsyningsnettet, hvilket kan medføre elektrisk stød af arbejdstagere.
overspænding
PV-systemer er normalt designet til at fungere nær enhedens effektfaktor for fuldt ud at udnytte solenergi. I dette tilfælde indsprøjter PV-systemet kun aktiv strøm i forsyningsnettet, hvilket kan ændre systemets reaktive strømstrøm.
derfor kan spændinger i nærliggende busser øges på grund af manglen på reaktiv effekt. Den producerede overspænding kan have negative virkninger på driften af både nytte-og kundesider. Udgangseffekt udsving, udsving i udgangseffekten af PV-systemer er en af de vigtigste faktorer, der kan forårsage alvorlige driftsproblemer for forsyningsnetværket. Strømudsving opstår på grund af variationer i solindstråling forårsaget af skyernes bevægelse og kan fortsætte i minutter eller timer afhængigt af vindhastighed, typen og størrelsen af forbipasserende skyer, det område, der er dækket af PV-systemet, og PV-systemets topologi. Strømudsving kan forårsage strømudsving i linjer, over-og underbelastninger, uacceptable spændingsudsving og spændingsflimmer.
Udgangseffektudsving
udsvingene i udgangseffekten af PV-systemer er en af de vigtigste faktorer, der kan forårsage alvorlige driftsproblemer for forsyningsnetværket. Strømudsving opstår på grund af variationer i solindstråling forårsaget af skyernes bevægelse og kan fortsætte i minutter eller timer afhængigt af vindhastighed, typen og størrelsen af forbipasserende skyer, det område, der er dækket af PV-systemet, og PV-systemets topologi. Strømudsving kan forårsage strømudsving i linjer, over-og underbelastninger, uacceptable spændingsudsving og spændingsflimmer.
harmonisk
harmonisk forvrængning er et alvorligt problem med strømkvalitet, der kan opstå på grund af brugen af strømomformere, der konverterer jævnstrøm til vekselstrøm i PV-systemer. De producerede harmoniske kan forårsage parallelle og serieresonanser, overophedning i kondensatorbanker og transformatorer og falsk drift af beskyttelsesanordninger, der kan reducere pålideligheden af elsystemer.
frekvensudsving
frekvens er en af de vigtigste faktorer i strømkvaliteten. Enhver ubalance mellem den producerede og den forbrugte effekt kan føre til frekvensudsving. Den lille størrelse af solcelleanlæg får frekvensudsving til at være ubetydelig sammenlignet med andre vedvarende energibaserede ressourcer. Dette problem kan dog blive mere alvorligt ved at øge penetrationsniveauerne for PV-systemer. Frekvensudsving kan ændre viklingshastigheden i elektromotorer og kan beskadige generatorer.
grænser for Nettransmissionskapacitet
konventionelt design af et elnet betragter en belastningsstrøm rettet fra transformeren til belastningen. Passive belastninger med sinusformede strømme er blevet antaget for rating af transformere og distributionslinjer. Figur 4 viser spændingen faldende med afstanden fra transformeren.
derfor er designet normalt lavet til at holde spændingen ved transformeren over den nominelle spænding for at opnå et spændingsfald, der er under den mindste specificerede værdi. I de sidste par år har brugen af distributionsnet ændret sig kraftigt, da mange enheder bruger ukontrollerede bro-ensrettere på netindgangssiden. I mange landdistrikter er der installeret stor decentraliseret elproduktion (f.eks. fotovoltaisk, vind, mikroturbiner og kombineret produktion). I nogle områder er den installerede produktionskraft betydeligt højere end forbruget og når ofte den nominelle netkraft. På grund af høje niveauer af genereret strøm fra decentrale produktionsstationer kan belastningsstrømmen ændre retning. Især i perioder med høj solforstærkning, når solanlæg fodrer deres højeste effektniveauer i nettet, mens strømforbruget kan være ret lavt, kan der forekomme omvendt strømstrøm. Derfor føres solgenereret strøm ind i mellemspændingsnettet over transformatoren i denne gren. Hvis strømmen ligger inden for grenens nominelle effekt, kan spændingen ved produktionsanlæggets forbindelsespunkt øges betydeligt. Hvis spændingen overstiger tolerancen på normalt 10% over nominel spænding, kan andre enheder og udstyr blive beskadiget.
figur 5: spænding maksimum eller minimum i slutningen af linjen…
figur 6: dataindsamlings-og kontrolstruktur …
figur 5 viser den mulige spændingsvariation med afstanden fra transformeren til forskellige belastnings-og produktionsforhold. Derfor er designet normalt lavet for at holde spændingen ved transformeren over den nominelle spænding for at reducere spændingsfald under den mindste angivne værdi.
ved decentraliseret generering kan spændingen øges ved forbindelsespunktet som vist i figur 5. Når spændingen ved transformeren er indstillet over den nominelle værdi, er det meget sandsynligt, at den overstiger den angivne maksimale spænding. I Tyskland anbefales en maksimal spændingsforøgelse på 2 eller 3% i fremtiden forårsaget af distribuerede kraftværker i lavspændingsnet. I tilfælde af omvendt strøm opnås den maksimalt tilladte spænding, selv under netgrenens nominelle effekt.
derfor skal nettet forbedres for at tilbyde nye tjenester og ny funktionalitet til at håndtere de nye krav. At undgå høje installations-eller driftsomkostninger fremmer yderligere vækst i decentral elproduktion. Tidligere var det nødvendigt med netudvidelse for at øge transmissionskapaciteten, hvilket resulterede i yderligere kabler og højere investeringsomkostninger, selvom den ekstra kapacitet kun bruges i et par driftstimer om året, normalt på solvindingsdage, når der faktisk er behov for yderligere netkapacitet. På kort sigt kan yderligere tilslutning af solgenereringssystemer ofte ikke tillades, før netforlængelsen var udført.
øget Spændingskvalitet og netkapacitet
mens netkapaciteten og netkvaliteten primært er leveret af netværksudvidelse indtil videre, sigter dette projekt mod at bruge de installationer, der distribueres i nettene effektivt. Dette gøres ved hjælp af distribueret måleteknologi, intelligent styring af effektelektronik, ny informations-og kommunikationsteknologi og mulighederne for netstyring. Konceptet er udviklet og testet på eksemplet med distribuerede PV-systemer. Brugen er dog ikke begrænset til denne applikation. I alle netværk med kontrollerbare tilførselsinstallationer og belastninger kan netværkseffektiviteten øges med distribuerede netværkstjenester.
nettets driftsstatus skal måles kontinuerligt ved tilslutningspunkter med store belastninger og decentral produktion. Solar invertere er udstyret med dataindsamling kapaciteter, fordi de har brug for at synkronisere deres spænding og frekvens til nettet spænding. For belastningsforbindelsespunkter skal måleteknologi installeres. Som vist i figur 6 er en hovedcomputer forbundet med et antal dataindsamlingsenheder og solomformere. Dataindsamlingsenheder og solomformere overvåger spænding, strøm og strømstrøm på deres placeringer på nettet. Dataindsamlingsenheder er placeret ved store belastninger (f.eks. Hovedcomputeren modtager gitterstatusdataene og beregner derefter værdierne for den krævede reaktive effekt for de enkelte solomformere, der sendes over datanetværket til omformerne.
kontrolstrukturen består af tre forskellige kontroller. Den første del er begrænsningen af netspændingen ved reaktiv effektabsorption af omformerne. For at undgå unødvendige tab skal kun så mange omformere som nødvendigt kun absorbere så meget reaktiv effekt som nødvendigt for at begrænse netspændingen. Således aktiverer hovedcomputeren kun omformerne med de højeste spændingsniveauer i nettet. Derudover kan spændingsudsving på grund af Hurtig belastning og generationsændringer, f.eks. bevægelige skyer kompenseres og glattes ved at injicere og absorbere reaktiv effekt gennem solomformerne. Omformerne kan også bruges til lokal kompensation for reaktiv effekt, der kræves af andre belastninger for at minimere effekttab i nettet.
Figur 7: Spændingsfald ved en linje ved fodring i aktiv (venstre) såvel som aktiv og reaktiv effekt (højre)…
Spændingsbegrænsning
solomformere over 8 til 10 kV er normalt forbundet med tre faser til nettet. De kan fungere i alle fire kvadranter og dermed være i stand til at injicere eller absorbere reaktiv effekt, mens aktiv effekt føres ind i nettet. Figur 7 viser på en kvalitativ måde spændingsfaldet ved en transmissionsledning. Mens spændingen i slutningen af linjen U2 er lavere end spændingen U1 i begyndelsen (transformatorsiden) i tilfælde af normale belastningsforhold, ændres dette, når aktiv effekt tilføres i slutningen af linjen (venstre del af figur 7).
spændingen kan være signifikant højere ved enden af linjen end ved transformeren. Ved yderligere at absorbere reaktiv effekt (eller strøm) kan overspændingen reduceres (højre side af figur 7). Dette er også tilfældet i lavspændingsdistributionsgitter med et relativt højt R/H-forhold, især når man tager transformationsimpedansen i betragtning.
den reaktive effektstrøm resulterer i en ekstra strøm, der skal drives fra omformeren. Undersøgelser af den reaktive effekt har vist, at en minimal effektfaktor på cos y = 0,9 i typiske lavspændingsnet er tilstrækkelig til at holde spændingen inden for de tilladte grænser. En effektfaktor cos y = 0,9 giver reaktiv effekt på 43% af den aktive effekt. Dette medfører en 10% højere strøm af omformeren. Hvis den reaktive effekt kun absorberes ved øgede spændingsniveauer, kan solomformerens højere rating være lavere, eller det kan endda ikke være nødvendigt. Hvis der anvendes reaktiv effekt til begrænsning af netspændingen, genereres yderligere effekttab i inverteren og i netledningerne på grund af den højere netstrøm. Men fordelen er, at højere aktiv effekt kan overføres, og den overskydende solgenererede elektriske kraft kan tilføres nettet. Det er derfor hensigtsmæssigt at tilvejebringe den reaktive effekt ikke ved hjælp af en statisk Karakteristik af omformerne, men at minimere den reaktive effektabsorption ved individuelt at aktivere de omformere, der har den mest signifikante virkning på netspændingen. Kommunikationen af hver inverter med en central computer sikrer optimering af den reaktive effektabsorption.
figur 8: Spændingsforøgelse på grund af PV-kraftværker …
udjævning af spændingsudsving
svingende strømindgang til PV-systemer på grund af passerende skyer eller meget svingende belastninger forårsager spændingsudsving i lavspændingsnettet. Reaktivt strømforbrug (kapacitivt) ved negative spændingstoppe og reaktiv effektabsorption (induktiv) ved positive spændingstoppe af de distribuerede solomformere kan udjævne spændingsudsving i nettet. Risikoen for flimrer kan reduceres ved en sådan ekstra kontrol, der implementeres lokalt i omformerne. Udjævningen behøver ikke nogen kommunikation af omformerne med en central computer.
reaktiv effektkompensation
reaktiv effektkompensation til denne dato kræver yderligere udstyr og tilhørende installations-og idriftsættelsesomkostninger, som skal inddrives ved større effektivitet. Indtil videre anvendes kompensation hovedsageligt i store industrianlæg. Generering af decentral reaktiv effekt til kompensation reducerer derfor effekttabene som følge af korte transmissionsafstande for den reaktive effekt betydeligt. Til generering af reaktiv effekt kræves kortvarig energilagring. Dette kan gøres med kondensatorer eller induktorer. Spændingslinkbaserede solomformere har normalt kondensatorer, så den allerede installerede kapacitet kan bruges til reaktiv effekt. De eksisterende reaktive effektreserver, som i sig selv er til stede af de distribuerede omformere, kan bruges til at tilvejebringe reaktiv effekt til det overlejrede mellemspændingsnet eller til at reducere det reaktive strømforbrug i lavspændingsnettet for at minimere tabene.
felttest
felttesten udføres i et rigtigt lavspændingsnet med en høj penetration af PV-kraftværker.
oversigt over Testgitteret
figur 8 viser testgitterets struktur. Gitteret er fodret med to transformatorer (nominel effekt 630 kVA) og drives maskeret. Den installerede PV-systemkapacitet er 400 kV og er allerede højere end den gennemsnitlige netværksbelastning. På solrige dage føres aktiv strøm regelmæssigt tilbage i mellemspændingsnettet. Der er adskillige relativt store SOLCELLEKRAFTVÆRKER i nettet på grund af det store antal landbrugsbygninger med store tagarealer.
figur 9: Antal gennemsnit på 10 minutter afhængigt af testgitterets aktive effektstrøm…
spændingsfordelingen og belastningen af kabler og transformere blev beregnet ved hjælp af et kommercielt analyseprogram for elsystemet. Figur 8 viser også spændingsfordelingen i netområdet som følge af SOLCELLEKRAFTVÆRKER. I henhold til VDUS-anbefalingerne beregnes spændingerne uden belastninger og med omformerne, der fodrer i deres nominelle effekt. Det er tydeligt, at i dette net observeres en spændingsforøgelse < 2% kun nær transformatorerne. Stigningen er over 2% mellem transformatorerne og over 3 eller 4% ved de kritiske netværksudvidelser. På trods af spændingsforøgelsen er transformatorerne og kablerne i nettet belastet med 40%.
Figur 10: PV-tilførsel og spænding …
Forudmålinger
Data fra begge transformere har været tilgængelige i gennemsnit på 10 minutter over en periode på et år. Figur 9 Viser antallet af målte gennemsnit på 10 minutter afhængigt af nettets reaktive effektstrøm. På solrige dage overstiger den kraft, der genereres af PV-kraftværkerne i nettet, belastningen. Der er således en aktiv strømstrøm fra testgitteret til det overlejrede mellemspændingsnet.
to målepunkter ved omformerne af SOLCELLEKRAFTVÆRKER var tilgængelige for at evaluere testnettets tilstand på forhånd. Den ene er ved et PV-kraftværk, der er i slutningen af en kritisk lang linje, og den anden er placeret mellem transformatorerne.
det øverste diagram i Figur 10 viser udviklingen af PV-feed-in i p.u. baseret på omformerens nominelle effekt, som var en solrig sommerdag. Den nominelle effekt opnås ikke på grund af den stærke opvarmning af PV-modulerne. Det nederste diagram i Figur 10 viser også de tilsvarende spændinger ved begge Målepunkter (grøn: målepunkt ved den kritiske gitterforlængelse, rød: målepunkt mellem de to transformere). Nulværdierne for spænding og effekt er resultatet af kortsigtede transmissionsfejl i målingen. Spændingsprofilen følger PV-tilførslen meget godt. Den venstre transformer var ude af drift på grund af vedligeholdelse på denne dag. Det er grunden til, at der er højspændingsstigninger. Disse værdier svarer godt til resultaterne af gitterberegningen. Figur 11 viser et nærbillede af PV-tilførslen og de tilsvarende spændinger, en urolig dag (grøn: målepunkt ved de kritiske netværksudvidelser, rød: målepunkt mellem de to transformere).
Figur 11: detalje af PV-indføring og spænding…
på denne dag var den venstre transformer også ude af drift på grund af vedligeholdelse. Gradienterne for spændingstoppe eller-dråber er normalt mindre end gradienterne for effekttoppe eller-dråber. Dette skyldes fordelingen af PV-systemerne i testgitteret. Således er strømfaldene forårsaget af forbipasserende skyer forskudt. Disse forskudte strømfald forårsager forskudte spændingsfald.
den hidtil største effektgradient er 0,07 p.u./s i forhold til den nominelle effekt. Den største målte spændingsgradient er indtil videre 0,002 p. u. / S i forhold til den nominelle spænding. Konceptet beskrevet i dette papir giver en forbedret Spændingskvalitet og højere transmissionskapacitet i lavspændingsnet med en høj penetration af PV-kraftværker. Teknologien beskrevet ovenfor er i øjeblikket under udvikling og testes med solomformere på lavspændingsnettet. Generelt kan teknologien anvendes på enhver elektronisk inverter, der enten er permanent eller midlertidigt forbundet til nettet. På grund af de indbyggede datakommunikations-og dataindsamlingsfaciliteter kan systemet automatisk konfigureres efter tilslutning af en ny inverter til nettet.
