Energia fotowoltaiczna (PV) ma ogromny potencjał dostarczania energii przy minimalnym wpływie na środowisko, ponieważ jest czysta i wolna od zanieczyszczeń. Duża liczba ogniw słonecznych połączonych szeregowo i równolegle ustawia panele fotowoltaiczne lub słoneczne. Jednym ze sposobów wykorzystania energii fotowoltaicznej jest rozproszony system energetyczny jako źródło energii szczytowej.
z drugiej strony, rygorystyczne przepisy zostały zastosowane do urządzeń podłączonych do linii energetycznych. Niektóre z tych regulacji dotyczą zniekształceń harmonicznych i współczynnika mocy. Jednak wraz z rozwojem energoelektroniki wiele urządzeń ma tendencję do zwiększania poziomu zniekształceń harmonicznych. Prąd liniowy na wejściu do prostownika mostka diodowego znacznie odbiega od przebiegu sinusoidalnego i ten zniekształcony prąd może również prowadzić do zniekształcenia napięcia liniowego. Ponadto wiele nowoczesnych urządzeń korzysta ze sterowników cyfrowych, opartych na mikroprocesorach wrażliwych na zmiany przebiegów napięciowych i prądowych. Dlatego, aby zwiększyć wykorzystanie systemu PV, konwersja mocy może być zaprojektowana tak, aby zapewnić funkcje zunifikowanego kondycjonera o jakości zasilania.
wykorzystanie dwóch w pełni sterowanych przetwornic DC/AC sprawia, że system ma najbardziej wszechstronną strukturę konwerterów stosowanych jako kondycjoner energii. W tym przypadku, w zależności od Sterownika, Konwertery mogą mieć różne funkcje kompensacji. Na przykład mogą realizować aktywne filtry szeregowe i bocznikowe połączone w celu kompensacji jednocześnie prądu obciążenia i harmonicznych napięcia zasilanego. W ten sposób urządzenie nazywa się Unified Power Quality Conditioner (UPQC). Aktywny filtr bocznikowy jest odpowiednim urządzeniem do kompensacji prądowej. Konfiguracja ta obejmuje harmoniczne prądu i kompensacje mocy biernej. Aktywny filtr bocznikowy może również równoważyć prądy niewyważenia.
aktywny filtr serii jest zwykle używany do kompensacji opartej na napięciu. W takim przypadku kompensowane są harmoniczne napięcia oraz zwarcia i spadki napięcia. Inne zastosowania można znaleźć w literaturze do celów kompensacji częstotliwości podstawowej, takie jak kompensacja mocy biernej, Kontrola strumienia mocy czynnej i regulacja napięcia. W tym przypadku nazywa się to Unified Power Flow Controller (UPFC).
konwencjonalnie, podłączone do sieci systemy konwersji energii fotowoltaicznej składają się z konwertera DC-DC i falownika. Konwerter DC-DC jest sterowany w celu śledzenia maksymalnego punktu mocy macierzy fotowoltaicznej, a falownik jest sterowany w celu wytworzenia prądu w taki sposób, że prąd systemowy ma niskie całkowite Zniekształcenia Harmoniczne (THD) i jest w fazie z napięciem użytkowym. Wydajność konwencjonalnego systemu jest niska, ponieważ Przetwornica DC-DC i falownik są połączone szeregowo. Celem niniejszego artykułu jest zaprojektowanie systemu wytwarzania fotowoltaiki do podłączenia w układzie trójfazowym przy użyciu tylko falownika DC/AC.
proponowany system zwiększa efektywność konwersji, a także zapewnia użyteczną funkcję w dowolnym momencie, pracując jako zasilacz, a także kompensator mocy harmonicznej i biernej, gdy słońce jest dostępne. Przy niskim napromieniowaniu układ działa tylko jako kompensator mocy harmonicznej i biernej. Inny przetwornik DC / DC służy do zapewnienia kompensacji harmonicznej napięcia. Szacowanie kosztów pokazuje, że zastosowanie dodatkowych komponentów zwiększa koszty o mniej niż 12%, aby mieć inną funkcję poprawiającą jakość zasilania. Ponadto konwerter ten nie zmienia wydajności konwersji energii fotowoltaicznej, ponieważ konwertery są połączone równolegle.
sterowanie zostało zaimplementowane metodą Synchronous Reference Frame (SRF). System i sterownik zostały zaprojektowane i symulowane. Różne techniki modulacji szerokości impulsu (PWM) zostały porównane, aby zasugerować konfigurację o optymalnej wydajności. System zapewnia około 2,8 kW energii fotowoltaicznej.
wykorzystanie systemów fotowoltaicznych (PV) jako bezpiecznego i czystego źródła energii ze słońca gwałtownie rośnie. Zastosowanie systemów PV w systemach elektroenergetycznych można podzielić na dwa główne obszary: aplikacje off-grid lub autonomiczne oraz aplikacje on-grid lub podłączone do sieci. Autonomiczne systemy fotowoltaiczne mogą być wykorzystywane do zasilania odległych obciążeń, które nie mają dostępu do sieci elektroenergetycznych, podczas gdy aplikacje podłączone do sieci są wykorzystywane do dostarczania energii dla lokalnych obciążeń i do wymiany energii z sieciami elektroenergetycznymi.
pierwsza duża elektrownia fotowoltaiczna podłączona do sieci o mocy 1 MW została zainstalowana w Lugo w Kalifornii w USA. Drugi zakład z 6.Moc 5 MW została zainstalowana w Carissa Plains w Kalifornii w USA. Obecnie w różnych krajach działa wiele dużych systemów fotowoltaicznych podłączonych do sieci o różnych zakresach mocy.
systemy fotowoltaiczne mogą usprawnić działanie systemów energetycznych, poprawiając profil napięcia i zmniejszając straty energii w podajnikach dystrybucyjnych, koszty konserwacji i obciążenie zmieniaczy kranów transformatora w godzinach szczytu. Niemniej jednak, w porównaniu z innymi technologiami odnawialnymi, systemy fotowoltaiczne nadal napotykają poważne trudności i mogą powodować pewne niekorzystne skutki dla systemu, takie jak przeciążenie podajników, zanieczyszczenie harmoniczne, wysokie koszty inwestycji, niska wydajność i niska niezawodność, które utrudniają ich powszechne stosowanie. Co więcej, różnice w napromieniowaniu słonecznym mogą powodować wahania mocy i migotanie napięcia, co powoduje niepożądane skutki dla wysoko penetrowanych systemów fotowoltaicznych w systemie zasilania. Niektóre metody sterowania, takie jak śledzenie maksymalnego punktu mocy (MPPT) mogą być stosowane w celu poprawy wydajności systemów fotowoltaicznych.
w takich sterownikach należy sterować zarówno wytwarzanym napięciem, jak i prądem macierzy PV. Może to skomplikować strukturę systemu fotowoltaicznego ze zwiększoną możliwością awarii przy śledzeniu maksymalnej mocy w nieoczekiwanych warunkach pogodowych. W odniesieniu do systemu ochrony, generacje rozproszone oparte na systemie fotowoltaicznym (DGs) powinny zasilać obciążenia lokalne po odłączeniu systemu od sieci przesyłowej podczas wadliwych warunków.
w takich sytuacjach każde niezamierzone zainstalowanie może zwiększyć ryzyko problemów z bezpieczeństwem lub uszkodzenia innych części elementów systemu, co może zmniejszyć niezawodność systemu.
problemy te oznaczają, że konieczna jest dokładna analiza wpływu instalacji dużych systemów fotowoltaicznych podłączonych do sieci na wydajność sieci elektrycznej.
ta ocena jest ważna, ponieważ może dostarczyć możliwych rozwiązań dla potencjalnych problemów operacyjnych, które podłączone do sieci systemy fotowoltaiczne mogą powodować dla innych elementów systemów dystrybucyjnych.
w literaturze wiele prac koncentruje się na modelowaniu i analizie systemów fotowoltaicznych w stanie stacjonarnym. Jednak nie podjęto jeszcze próby zbadania wpływu systemów fotowoltaicznych podłączonych do sieci na dynamiczne działanie i kontrolę systemu przed wdrożeniem w czasie rzeczywistym.
modelowanie systemów fotowoltaicznych
wysoko penetrowane systemy fotowoltaiczne podłączone do sieci, które są znane jako typ DG w zakresie megawatów, są szybko rozwijane. Obejmują one większość rynku fotowoltaicznego w różnych krajach na całym świecie.
główne elementy systemu fotowoltaicznego podłączonego do sieci obejmują szeregową / równoległą mieszaninę macierzy fotowoltaicznych do bezpośredniego przekształcania światła słonecznego na moc prądu stałego i jednostkę kondycjonującą, która przekształca moc prądu stałego na moc prądu przemiennego; jednostka ta utrzymuje również PVs działającą z maksymalną wydajnością. Rysunek 1 przedstawia ogólny schemat systemów fotowoltaicznych podłączonych do sieci.
w wielu przypadkach urządzenia magazynujące energię, takie jak baterie i superkondensatory, są również uważane za trzeci składnik systemów fotowoltaicznych podłączonych do sieci.
urządzenia te zwiększają wydajność systemów fotowoltaicznych, takich jak wytwarzanie energii w nocy, kontrola mocy biernej nad systemami fotowoltaicznymi, przesunięcie obciążenia szczytowego i stabilizacja napięcia sieci.
aby zapewnić odpowiedni interfejs między systemami fotowoltaicznymi podłączonymi do sieci a siecią elektroenergetyczną, muszą być spełnione pewne warunki, takie jak Sekwencja faz, dopasowanie częstotliwości i poziomu napięcia. Zapewnienie tych warunków w dużym stopniu zależy od zastosowanej technologii energoelektroniki falowników PV.
Rysunek 1: Uproszczony schemat systemu PV podłączonego do sieci…
Rysunek 2: Obwód równoważny modułu fotowoltaicznego…
charakterystyka elektryczna jednostki fotowoltaicznej może być ogólnie wyrażona w kategoriach relacji prąd-napięcie lub moc-napięcie ogniwa.
różnice w tych cechach zależą bezpośrednio od natężenia promieniowania otrzymanego przez komórkę i temperatury komórki.
dlatego do analizy dynamicznej wydajności systemów fotowoltaicznych w różnych warunkach pogodowych wymagany jest odpowiedni model do przeliczenia wpływu natężenia promieniowania i temperatury na wytwarzany prąd i napięcie macierzy fotowoltaicznych.
Rysunek 2 przedstawia równoważny obwód elektryczny modułu fotowoltaicznego z krzemu krystalicznego. W tym modelu I jest prądem wyjściowym, IL jest prądem generowanym światłem, Id jest prądem diodowym, Ish jest prądem upływu bocznika, Rs jest rezystancją wewnętrzną, a Rsh jest rezystancją bocznika.
w praktyce wartość Rs silnie zależy od jakości użytego półprzewodnika. Dlatego każda mała zmiana wartości Rs może radykalnie zmienić wyjście PV.
możliwy wpływ systemów fotowoltaicznych podłączonych do sieci na systemy dystrybucyjne
odnawialne źródła energii, zwłaszcza systemy fotowoltaiczne, stały się bardziej znaczącymi źródłami energii, przyciągając znaczne zainteresowanie handlowe. Niemniej jednak podłączenie dużych systemów fotowoltaicznych do sieci przesyłowych może powodować szereg problemów operacyjnych dla sieci dystrybucyjnych.
powaga tych problemów zależy bezpośrednio od odsetka penetracji fotowoltaicznej i położenia geograficznego instalacji. Dlatego znajomość możliwego wpływu dużych systemów fotowoltaicznych podłączonych do sieci na sieci dystrybucyjne może zapewnić wykonalne rozwiązania przed wdrożeniem w czasie rzeczywistym i praktycznym.
celem tej sekcji jest wprowadzenie możliwych skutków, jakie systemy fotowoltaiczne mogą narzucić systemom dystrybucyjnym. Prąd Rozruchowy. Mała nieunikniona różnica między systemami fotowoltaicznymi a napięciami sieciowymi może wprowadzić prąd rozruchowy, który przepływa między systemem fotowoltaicznym a siecią użyteczności publicznej w czasie połączenia i rozpada się do zera w tempie wykładniczym. Wytwarzany prąd rozruchowy może powodować uciążliwe wycieczki, stres termiczny i inne problemy.
System fotowoltaiczny podłączony do sieci
proponowany system konwersji energii fotowoltaicznej (PV) ma wysoką wydajność, niski koszt i wysoką funkcjonalność. Rysunek 3 przedstawia schemat blokowy proponowanego układu. Konwerter 1 (Konwerter PV) na fig.3 jest odpowiedzialny za konwersję energii PV do sieci, jak również za kompensację harmonicznych prądu i mocy biernej. Konwerter 2 (Dynamic Voltage Restorer-DVR converter) na rysunku 3 jest odpowiedzialny za kompensację harmonicznych napięcia lub zaników napięcia.
Rysunek 3: wytwarzanie energii fotowoltaicznej z funkcją UPQC…
Rysunek 4: Konwencjonalne obciążenie przy minimalnym napięciu na końcu linii …
wykorzystanie dwóch sterowanych konwerterów sprawia, że system ma najbardziej wszechstronną konstrukcję stosowaną jako kondycjoner energii. W tym przypadku, w zależności od Sterownika, Konwertery mogą mieć różne funkcje kompensacji.
na przykład mogą realizować aktywne filtry szeregowe i bocznikowe połączone w celu kompensacji jednocześnie prądu obciążenia i harmonicznych napięcia zasilanego.
bezpieczeństwo
bezpieczeństwo jest jednym z głównych problemów w systemach fotowoltaicznych z powodu niezamierzonego wyładowania w momencie wystąpienia usterki po stronie sieci. Tutaj systemy fotowoltaiczne nadal zasilają obciążenie nawet po odłączeniu sieci od sieci energetycznej, co może prowadzić do porażenia prądem pracowników.
nadnapięciowe
systemy fotowoltaiczne są zwykle zaprojektowane do pracy w pobliżu współczynnika mocy jedności, aby w pełni wykorzystać energię słoneczną. W takim przypadku system PV tylko wtryskuje moc czynną do sieci energetycznej, co może zmienić przepływ mocy biernej systemu.
dlatego napięcia pobliskich autobusów można zwiększyć z powodu braku mocy biernej. Wytworzone przepięcie może mieć negatywny wpływ na działanie zarówno po stronie przedsiębiorstwa, jak i klienta. Fluktuacja mocy wyjściowej, fluktuacja mocy wyjściowej systemów fotowoltaicznych jest jednym z głównych czynników, które mogą powodować poważne problemy operacyjne dla sieci użyteczności publicznej. Wahania mocy występują ze względu na wahania natężenia promieniowania słonecznego spowodowane ruchem chmur i mogą trwać minuty lub godziny, w zależności od prędkości wiatru, rodzaju i wielkości przechodzących chmur, obszaru objętego systemem fotowoltaicznym i topologii systemu fotowoltaicznego. Wahania mocy mogą powodować wahania mocy w liniach, przeciążenia i obciążenia, niedopuszczalne wahania napięcia i migotanie napięcia.
wahania Mocy Wyjściowej
wahania mocy wyjściowej systemów fotowoltaicznych są jednym z głównych czynników, które mogą powodować poważne problemy operacyjne dla sieci elektroenergetycznej. Wahania mocy występują ze względu na wahania natężenia promieniowania słonecznego spowodowane ruchem chmur i mogą trwać minuty lub godziny, w zależności od prędkości wiatru, rodzaju i wielkości przechodzących chmur, obszaru objętego systemem fotowoltaicznym i topologii systemu fotowoltaicznego. Wahania mocy mogą powodować wahania mocy w liniach, przeciążenia i obciążenia, niedopuszczalne wahania napięcia i migotanie napięcia.
harmoniczne
zniekształcenia harmoniczne to poważny problem z jakością zasilania, który może wystąpić z powodu zastosowania falowników mocy, które konwertują prąd stały na prąd zmienny w systemach PV. Wytworzone harmoniczne mogą powodować Rezonanse równoległe i szeregowe, przegrzanie w bankach kondensatorów i transformatorach oraz fałszywe działanie urządzeń zabezpieczających, które mogą zmniejszyć niezawodność systemów zasilania.
wahania częstotliwości
częstotliwość jest jednym z ważniejszych czynników w jakości zasilania. Każda nierównowaga między wytwarzaną i zużywaną mocą może prowadzić do wahań częstotliwości. Niewielki rozmiar systemów fotowoltaicznych powoduje, że wahania częstotliwości są znikome w porównaniu z innymi źródłami energii odnawialnej. Problem ten może jednak stać się poważniejszy poprzez zwiększenie poziomów penetracji systemów fotowoltaicznych. Wahania częstotliwości mogą zmienić prędkość uzwojenia w silnikach elektrycznych i mogą uszkodzić Generatory.
granice zdolności przesyłowej sieci
konwencjonalna konstrukcja sieci energetycznej uwzględnia przepływ obciążenia skierowany od transformatora do obciążenia. Dla znamionowych transformatorów i linii rozdzielczych przyjęto obciążenia pasywne prądami sinusoidalnymi. Rysunek 4 przedstawia napięcie malejące wraz z odległością od transformatora.
dlatego projekt jest zwykle wykonany w celu utrzymania napięcia w transformatorze powyżej napięcia nominalnego w celu osiągnięcia spadku napięcia poniżej określonej minimalnej wartości. W ciągu ostatnich kilku lat znacznie zmieniło się zastosowanie sieci rozdzielczych, ponieważ wiele urządzeń stosuje niekontrolowane prostowniki mostkowe po stronie wejścia sieciowego. Na wielu obszarach wiejskich zainstalowano duże zdecentralizowane wytwarzanie energii (np. Fotowoltaika, wiatr, mikro turbiny i generacja kombinowana). W niektórych obszarach zainstalowana moc wytwórcza jest znacznie wyższa niż zużycie i często osiąga moc znamionową sieci. Ze względu na wysoki poziom generowanej mocy ze zdecentralizowanych stacji wytwórczych przepływ obciążenia może zmieniać swój kierunek. Szczególnie w okresach wysokiego przyrostu energii słonecznej, kiedy elektrownie słoneczne zasilają swoje najwyższe poziomy mocy do sieci, podczas gdy zużycie energii może być dość niskie, może wystąpić odwrotny przepływ mocy. W związku z tym energia słoneczna jest dostarczana do sieci średniego napięcia przez transformator tej gałęzi. Jeżeli moc mieści się w zakresie mocy nominalnej odgałęzienia, napięcie w punkcie przyłączenia elektrowni może znacznie wzrosnąć. Jeśli napięcie przekracza tolerancję zwykle 10% powyżej napięcia nominalnego, inne urządzenia i sprzęt mogą zostać uszkodzone.
Rysunek 5: maksymalne lub minimalne napięcie na końcu linii…
Rysunek 6: struktura akwizycji danych i sterowania…
Rysunek 5 przedstawia możliwe zmiany napięcia wraz z odległością od transformatora dla różnych warunków obciążenia i generowania. Dlatego konstrukcja jest zwykle wykonana w celu utrzymania napięcia w transformatorze powyżej napięcia nominalnego w celu zmniejszenia spadków napięcia poniżej minimalnej określonej wartości.
przy zdecentralizowanym wytwarzaniu napięcie może wzrosnąć w punkcie przyłączenia, jak pokazano na rysunku 5. Przy napięciu w transformatorze ustawionym powyżej wartości nominalnej jest bardzo prawdopodobne, że przekroczy ono określone Napięcie maksymalne. W Niemczech zaleca się maksymalny wzrost napięcia o 2 lub 3% w przyszłości spowodowany rozproszonymi elektrowniami w sieciach niskiego napięcia. W przypadku odwrotnego przepływu mocy maksymalne dopuszczalne napięcie zostanie osiągnięte nawet poniżej mocy nominalnej odgałęzienia sieci.
dlatego sieć musi zostać ulepszona, aby oferować nowe usługi i nowe funkcje, aby sprostać nowym wymaganiom. Unikanie wysokich kosztów instalacji lub eksploatacji sprzyja dalszemu wzrostowi zdecentralizowanej produkcji energii. W przeszłości rozbudowa sieci była konieczna w celu zwiększenia zdolności przesyłowej, co skutkowało dodatkowym okablowaniem i wyższymi kosztami inwestycyjnymi, nawet jeśli dodatkowa zdolność jest wykorzystywana tylko przez kilka godzin pracy rocznie, zwykle w dni przyrostu energii słonecznej, gdy rzeczywiście potrzebna jest dodatkowa pojemność sieci. W perspektywie krótkoterminowej dodatkowe podłączenie systemów wytwarzania energii słonecznej często nie może być dozwolone, dopóki nie zostanie przeprowadzona rozbudowa sieci.
zwiększenie jakości napięcia i pojemności sieci
chociaż pojemność sieci i jakość sieci zostały zapewnione przede wszystkim przez rozbudowę sieci do tej pory, projekt ten ma na celu efektywne wykorzystanie instalacji rozproszonych w sieciach. Odbywa się to poprzez wykorzystanie rozproszonej technologii pomiarowej, inteligentnego sterowania energoelektroniką, nowej technologii informacyjnej i komunikacyjnej oraz możliwości sterowania siecią. Koncepcja została opracowana i przetestowana na przykładzie rozproszonych systemów PV. Jednak użycie nie jest ograniczone do tej aplikacji. We wszystkich sieciach o sterowanych instalacjach zasilających i obciążeniach wydajność sieci może być zwiększona dzięki rozproszonym usługom sieciowym.
stan eksploatacyjny sieci musi być mierzony w sposób ciągły w punktach przyłączenia dużych obciążeń i zdecentralizowanego wytwarzania. Falowniki solarne są wyposażone w możliwości akwizycji danych, ponieważ muszą zsynchronizować swoje napięcie i częstotliwość z napięciem sieci. Dla punktów przyłączenia obciążenia należy zainstalować technologię pomiarową. Jak pokazano na rysunku 6 główny komputer jest podłączony do sieci z wieloma urządzeniami do gromadzenia danych i falownikami słonecznymi. Urządzenia do akwizycji danych i falowniki solarne monitorują napięcie, prąd i przepływ mocy w ich lokalizacjach w sieci. Urządzenia do akwizycji danych znajdują się przy dużych obciążeniach (np. w zakładach przemysłowych) i węzłach sieci. Główny komputer otrzymuje dane o stanie sieci, a następnie oblicza wartości wymaganej mocy biernej dla poszczególnych falowników słonecznych, które będą przesyłane przez sieć danych do falowników.
struktura sterowania składa się z trzech różnych elementów sterujących. Pierwsza część to ograniczenie napięcia sieciowego przez absorpcję mocy biernej falowników. Aby uniknąć niepotrzebnych strat, tylko tyle falowników, ile potrzeba, musi pochłaniać tylko tyle mocy biernej, ile potrzeba, aby ograniczyć napięcie sieci. Tak więc główny komputer aktywuje tylko falowniki o najwyższych poziomach napięcia w sieci. Dodatkowo, wahania napięcia spowodowane szybkim obciążeniem i zmianami generowania, np. ruchome chmury mogą być kompensowane i wygładzane przez wstrzykiwanie i pochłanianie mocy biernej przez falowniki słoneczne. Falowniki mogą być również wykorzystywane do lokalnej kompensacji mocy biernej wymaganej przez inne obciążenia w celu zminimalizowania strat mocy w sieci.
Rysunek 7: spadek napięcia na linii podczas zasilania w energię czynną (po lewej) oraz aktywną i bierną (po prawej)…
ograniczenie napięcia
falowniki Solarne powyżej 8 do 10 kW są zwykle podłączone do sieci w trzech fazach. Mogą one działać we wszystkich czterech ćwiartkach, dzięki czemu są w stanie wstrzykiwać lub absorbować moc bierną, gdy moc czynna jest podawana do sieci. Rysunek 7 przedstawia w jakościowy sposób spadek napięcia na linii przesyłowej. Podczas gdy napięcie na końcu linii U2 jest niższe niż napięcie U1 na początku (po stronie transformatora) w przypadku normalnych warunków obciążenia, zmienia się to, gdy moc czynna jest podawana na końcu linii (lewa część rysunku 7).
napięcie może być znacznie wyższe na końcu linii niż na transformatorze. Dodatkowo absorbując moc bierną (lub prąd) można zmniejszyć przepięcie (po prawej stronie rysunku 7). Dzieje się tak również w sieciach rozdzielczych niskiego napięcia o relatywnie wysokim stosunku R/X, zwłaszcza biorąc pod uwagę impedancję transformatora.
przepływ mocy biernej powoduje dodatkowy prąd, który musi być napędzany z falownika. Badania mocy biernej wykazały, że minimalny współczynnik mocy cos y = 0,9 w typowych sieciach niskiego napięcia jest wystarczający do utrzymania napięcia w granicach dopuszczalnych. Współczynnik mocy cos y = 0,9 zapewnia moc bierną 43% mocy czynnej. Powoduje to wzrost prądu falownika o 10 %. Jeżeli moc bierna jest pochłaniana tylko przy zwiększonym poziomie napięcia, wyższa ocena falownika słonecznego może być niższa lub może nawet nie być konieczna. W przypadku wykorzystania mocy biernej w celu ograniczenia napięcia sieci, dodatkowe straty mocy są generowane w falowniku i liniach sieci z powodu wyższego prądu sieci. Ale zaletą jest to, że większa moc czynna może być przesyłana, a nadwyżka energii elektrycznej wytwarzanej przez energię słoneczną może być przekazywana do sieci. Należy zatem zapewnić moc bierną nie poprzez statyczną charakterystykę falowników, ale zminimalizować absorpcję mocy biernej poprzez indywidualne aktywowanie tych falowników, które mają najbardziej znaczący wpływ na napięcie sieci. Komunikacja każdego falownika z centralnym komputerem zapewnia optymalizację absorpcji mocy biernej.
Rysunek 8: Wzrost napięcia spowodowany elektrowniami fotowoltaicznymi …
wygładzanie wahań napięcia
wahania mocy wejściowej do systemów fotowoltaicznych z powodu przechodzących chmur lub wysoce zmiennych obciążeń powodują wahania napięcia w sieci niskiego napięcia. Pobór mocy biernej (pojemnościowy) przy ujemnych Szczytach napięcia i absorpcja mocy biernej (indukcyjna) przy dodatnich Szczytach napięcia przez rozproszone falowniki słoneczne mogą złagodzić wahania napięcia w sieci. Ryzyko migotania można zmniejszyć dzięki takiemu dodatkowemu sterowaniu, które jest wdrażane lokalnie w falownikach. Wygładzanie nie wymaga żadnej komunikacji falowników z komputerem centralnym.
Kompensacja mocy biernej
kompensacja mocy biernej do tej pory wymaga dodatkowego sprzętu i związanych z tym kosztów instalacji i uruchomienia, które należy odzyskać dzięki większej wydajności. Do tej pory kompensacja stosowana jest głównie w dużych zakładach przemysłowych. W związku z tym generowanie zdecentralizowanej mocy biernej w celu kompensacji znacznie obniża straty mocy spowodowane krótkimi odległościami transmisji mocy biernej. Do wytwarzania energii biernej wymagane jest krótkotrwałe magazynowanie energii. Można to zrobić za pomocą kondensatorów lub cewek indukcyjnych. Falowniki solarne oparte na łączu napięciowym zwykle mają Kondensatory, więc już zainstalowana pojemność może być wykorzystana do mocy biernej. Istniejące rezerwy mocy biernej, które są nieodłącznie obecne w rozproszonych falownikach, można wykorzystać do dostarczania mocy biernej do nakładanej sieci średniego napięcia lub do zmniejszenia zużycia mocy biernej sieci niskiego napięcia w celu zminimalizowania strat.
Test polowy
test polowy odbywa się w prawdziwej sieci niskiego napięcia o wysokiej penetracji elektrowni fotowoltaicznych.
przegląd siatki testowej
Rysunek 8 przedstawia strukturę siatki testowej. Sieć zasilana jest przez dwa transformatory (moc znamionowa 630 kVA) i obsługiwana siatkowo. Zainstalowana moc systemu PV wynosi 400 kWp i jest już wyższa niż średnie obciążenie sieci. W słoneczne dni zasilanie czynne jest regularnie zasilane w sieci średniego napięcia. Istnieje wiele stosunkowo dużych elektrowni fotowoltaicznych w sieci ze względu na dużą liczbę budynków rolniczych o dużych powierzchniach dachowych.
Rysunek 9: liczba średnich 10-minutowych w zależności od aktywnego przepływu mocy sieci testowej …
rozkład napięcia i obciążenia kabli i transformatorów zostały obliczone przez komercyjne oprogramowanie do analizy systemu elektroenergetycznego. Rysunek 8 pokazuje również rozkład napięcia w obszarze sieci w wyniku działania elektrowni fotowoltaicznych. Zgodnie z zaleceniami VDEW, napięcia są obliczane bez obciążeń i z falownikami zasilającymi w ich mocy znamionowej. Jest oczywiste, że w tej sieci wzrost napięcia < 2% obserwuje się tylko w pobliżu transformatorów. Wzrost ten wynosi powyżej 2% między transformatorami i ponad 3 lub 4% przy krytycznych rozszerzeniach sieci. Pomimo wzrostu napięcia transformatory i kable w sieci są obciążone na poziomie 40%.
Rysunek 10: Zasilanie PV i napięcie …
pomiary wstępne
dane z obu transformatorów były dostępne w średnich 10 minutach w ciągu roku. Rysunek 9 przedstawia liczbę zmierzonych średnich 10-minutowych w zależności od przepływu mocy biernej sieci. W słoneczne dni moc generowana przez elektrownie fotowoltaiczne w sieci przekracza obciążenie. W ten sposób występuje aktywny przepływ mocy z sieci testowej do nakładanej sieci średniego napięcia.
dwa punkty pomiarowe na falownikach elektrowni fotowoltaicznych były dostępne do wcześniejszej oceny stanu sieci testowej. Jeden znajduje się w elektrowni fotowoltaicznej, która znajduje się na końcu krytycznej długiej linii, a drugi znajduje się między transformatorami.
górny wykres na rysunku 10 pokazuje rozwój zasilania PV w p. u. w oparciu o moc znamionową falownika, który był słoneczny letni dzień. Moc znamionowa nie jest osiągana z powodu silnego ogrzewania modułów FOTOWOLTAICZNYCH. Dolny wykres na rysunku 10 pokazuje również odpowiednie napięcia w obu punktach pomiarowych (zielony: punkt pomiarowy przy krytycznym przedłużeniu siatki, czerwony: punkt pomiarowy między dwoma transformatorami). Zerowe wartości napięcia i mocy są wynikiem krótkotrwałych błędów transmisji w pomiarze. Profil napięcia bardzo dobrze podąża za zasilaniem PV. Lewy transformator był w tym dniu nieczynny z powodu konserwacji. To jest powód, dla którego występują wysokie wzrosty napięcia. Wartości te dobrze odpowiadają wynikom obliczeń siatki. Rysunek 11 pokazuje zbliżenie zasilania fotowoltaicznego i odpowiednich napięć, niepewny dzień (zielony: punkt pomiarowy przy krytycznych rozszerzeniach sieci, czerwony: punkt pomiarowy między dwoma transformatorami).
Rysunek 11: szczegóły zasilania PV i napięcia …
tego dnia lewy transformator również był wyłączony z powodu konserwacji. Gradienty pików lub spadków napięcia są zwykle mniejsze niż gradienty pików lub spadków mocy. Wynika to z rozkładu systemów fotowoltaicznych w sieci testowej. W ten sposób spadki mocy spowodowane przez przechodzące chmury są rozłożone. Te stopniowe spadki mocy powodują stopniowe spadki napięcia.
największy zmierzony do tej pory gradient mocy wynosi 0,07 P. U. / S w stosunku do mocy znamionowej. Największy zmierzony gradient napięcia wynosi do tej pory 0,002 P. u. / S w stosunku do napięcia znamionowego. Koncepcja opisana w niniejszym artykule zapewnia lepszą jakość napięcia i wyższe zdolności przesyłowe w sieciach niskiego napięcia o dużej penetracji elektrowni fotowoltaicznych. Technologia opisana powyżej jest obecnie opracowywana i Testowana z falownikami słonecznymi w sieci niskiego napięcia. Ogólnie rzecz biorąc, technologia ta może być zastosowana do każdego falownika elektronicznego, który jest na stałe lub tymczasowo podłączony do sieci. Dzięki wbudowanym funkcjom transmisji danych i akwizycji danych system może być automatycznie konfigurowany po podłączeniu nowego falownika do sieci.
