SVG per impianti fotovoltaici: potenza reattiva e conformità al codice di rete

Riepilogo. La specifica di un SVG per il fotovoltaico è diversa da quella per una fabbrica, poiché il requisito reattivo segue il profilo di generazione anziché il programma di produzione. Gli inverter devono fornire o assorbire potenza reattiva nell'intero intervallo di uscita, i codici di rete definiscono i doveri di supporto della tensione nel punto di connessione e l'impianto potrebbe dover rimanere connesso e supportivo durante i disturbi. Questa guida spiega cosa richiedono i moderni codici di rete a un impianto fotovoltaico, come un generatore statico di var integra la capacità reattiva dell'inverter, come dimensionare sia per i doveri stazionari che dinamici e cosa cambia quando si aggiunge lo stoccaggio a batteria. Si conclude con una tabella di dimensionamento e una checklist di prove del codice di rete per gli appaltatori EPC.

Quali doveri reattivi ha un impianto solare?

Un inverter connesso alla rete può normalmente fornire un intervallo reattivo definito ai suoi terminali, tipicamente espresso come un intervallo di fattore di potenza, ad esempio da 0,95 in anticipo a 0,95 in ritardo all'uscita nominale. Tale capacità si riduce al diminuire dell'uscita, poiché la corrente nominale del convertitore è fissa: al 20% di uscita l'inverter ha corrente di riserva per il dovere reattivo, ma all'uscita completa la capacità reattiva può essere limitata dallo stesso vincolo termico che limita la potenza attiva.

I codici di rete aggiungono requisiti che non sono sempre allineati con tale capacità. Molti richiedono un fattore di potenza definito o un setpoint di tensione nel punto di connessione, non ai terminali dell'inverter; alcuni richiedono supporto dinamico della tensione durante i guasti; altri richiedono capacità reattiva a uscita zero, che gli inverter generalmente non possono fornire senza un dispositivo separato. Il divario tra il requisito e la capacità dell'inverter è dove è richiesto un generatore statico di var.

Esiste anche un requisito a livello di rete che non ha nulla a che fare con il codice: il sistema di raccolta stesso consuma potenza reattiva. Trasformatori, cavi e filtri assorbono corrente reattiva e, in un impianto di grandi dimensioni con lunghi feeder, l'assorbimento può essere significativo. Un SVG a bassa tensione per impianti fotovoltaici compensa sia l'assorbimento proprio dell'impianto che il requisito del codice nel punto di connessione.

Infine, il tempismo è importante. La domanda reattiva cambia all'alba, al tramonto e ogni volta che la copertura nuvolosa si muove sull'array. Un banco di condensatori commutato a stadi non può seguire questo profilo in modo fluido, mentre un convertitore risponde continuamente e mantiene stabile la tensione nel punto di connessione durante la transizione.

Come i codici esprimono il requisito. La maggior parte definisce un intervallo di fattore di potenza o di corrente reattiva nel punto di connessione, a volte come funzione dell'uscita attiva. Alcuni richiedono una caratteristica di regolazione della tensione definita con un'impostazione di droop, in modo che l'impianto supporti la tensione in proporzione alla deviazione piuttosto che mantenere un setpoint rigido. Altri specificano il comportamento durante e dopo un disturbo. La lettura della struttura della clausola è più importante della lettura del numero principale, perché un impianto progettato secondo una singola cifra di fattore di potenza potrebbe comunque non soddisfare un requisito di droop o di ride-through.

Dove i condensatori hanno ancora senso. Un banco di condensatori fisso può essere un modo economico per fornire la domanda reattiva di base dei carichi ausiliari di un impianto, a condizione che venga eseguito il controllo di risonanza e che il banco sia detunato. Il rischio è che la taratura presupponga un ambiente armonico mentre gli inverter ne introducono un altro, motivo per cui la compensazione basata su convertitore è normalmente preferita dove la generazione domina.

Perché un SVG si guadagna il suo posto in un impianto fotovoltaico

1. Copre il divario tra la capacità dell'inverter e il requisito del codice. Dove il codice specifica un fattore di potenza nel punto di connessione nell'intero intervallo di uscita, un convertitore rende la conformità realizzabile senza inverter sovradimensionati.

2. Assorbe potenza reattiva quando l'impianto sta esportando. Lunghi percorsi di cavi e trasformatori poco caricati consumano potenza reattiva, che può spingere la tensione oltre il limite nel punto di connessione durante un'elevata esportazione. Un SVG può assorbire l'eccesso e mantenere il setpoint.

3. Mantiene il supporto a uscita zero. Di notte, gli inverter non sono disponibili, eppure alcuni codici richiedono che la capacità reattiva rimanga. Un convertitore alimentato dall'alimentazione ausiliaria dell'impianto può continuare a fornirla.

4. Risponde più velocemente degli inverter stessi. Un convertitore può correggere un'escursione di tensione in millisecondi mentre i loop di controllo dell'inverter stanno ancora rampando, il che è importante per le misurazioni di sfarfallio durante l'irradianza variabile.

5. Riduce le perdite nel sistema di raccolta. La compensazione vicino al punto di connessione riduce la corrente reattiva che scorre attraverso trasformatori e cavi, abbassando le perdite I²R e liberando capacità nelle apparecchiature proprie dell'impianto.

6. È modulare e può seguire le fasi dell'impianto. Un SVG da 30 kvar per applicazioni di energia verde può essere installato con la fase uno e messo in parallelo man mano che vengono commissionati blocchi aggiuntivi, abbinando la compensazione alla capacità installata.

7. Si coordina con il controller dell'impianto. I moderni convertitori accettano setpoint dal controller dell'impianto, quindi l'uscita reattiva può seguire un'istruzione di dispatch o una programmazione di tensione anziché un'impostazione locale fissa. Tale coordinamento è solitamente un requisito del codice in sé.

Perdite e compromessi di efficienza. La corrente reattiva che scorre attraverso il sistema di raccolta produce perdite I²R, e la perdita per kVAr è più alta sui lunghi feeder. La compensazione vicino al punto di connessione riduce tale corrente e migliora l'efficienza misurata dell'impianto, il che è importante per le garanzie di performance e per il calcolo dei ricavi dell'operatore. Un convertitore ha le proprie perdite stazionarie, quindi il beneficio netto dipende dalla lunghezza e dal carico del feeder — un altro motivo per calcolare piuttosto che presumere.

Come dimensionare e distribuire un SVG in un impianto fotovoltaico o di stoccaggio

Passaggio 1 — Leggere il codice di rete per il punto di connessione. Identificare il fattore di potenza o l'intervallo di tensione richiesto, se si applica al punto di connessione o ai terminali dell'inverter, e se è richiesto supporto a uscita zero e durante i disturbi. Tale insieme di clausole definisce il requisito funzionale prima di qualsiasi calcolo di dimensionamento.

Passaggio 2 — Calcolare l'assorbimento reattivo proprio dell'impianto. Sommare la perdita reattiva del trasformatore, la carica e l'assorbimento del cavo, e il consumo reattivo del filtro nelle condizioni di carico pertinenti. Su un impianto di grandi dimensioni questo è spesso il termine dominante.

Passaggio 3 — Confrontare con la capacità dell'inverter. Sottrarre la capacità reattiva disponibile dagli inverter al livello di uscita applicabile. La differenza, più un margine, è il requisito del dispositivo.

Passaggio 4 — Dimensionare per il dovere dinamico. Verificare il cambiamento reattivo più veloce che l'impianto subirà: transitori nuvolosi, comandi di dispatch e avvio di grandi carichi ausiliari. Il tempo di risposta del convertitore e la capacità di sovraccarico a breve termine dovrebbero coprire tale cambiamento senza saturare.

Passaggio 5 — Scegliere la tensione e la disposizione di montaggio. I convertitori a bassa tensione sono installati nel quadro ausiliario dell'impianto o sul lato BT del trasformatore di stazione; le unità a media tensione nella sottostazione di raccolta. Dove lo spazio è limitato, un armadio da 75 kvar 480 V fornisce una soluzione compatta per progetti orientati all'esportazione.

Passaggio 6 — Coordinare con il controller dell'impianto e gli inverter. Definire quale dispositivo regola la tensione e quale segue un fattore di potenza fisso, e confermare che il controllo della tensione proprio dell'inverter non stia combattendo il convertitore. Documentare la priorità e la banda morta.

Passaggio 7 — Verificare con un test supervisionato. La maggior parte degli operatori di rete richiede un test di capacità reattiva a diversi livelli di uscita più un test di risposta a gradino. Preparare la procedura con i setpoint, il punto di misurazione e i criteri di accettazione concordati in anticipo.

Dove l'impianto include lo stoccaggio, il PCS può fornire esso stesso capacità reattiva, e l'esercizio di dimensionamento diventa un problema di coordinamento piuttosto che un puro calcolo di capacità. In tal caso, il ruolo del convertitore si sposta verso il supporto dinamico rapido e la regolazione della tensione durante le transizioni, mentre il PCS gestisce i setpoint stazionari. Un SVG modulare per reti distorte è spesso la scelta migliore in questi impianti perché può essere espanso man mano che vengono aggiunti blocchi di stoccaggio, e la gamma SVG copre formati da parete, rack e armadio per diversi layout di impianto.

Lavorare in anticipo con l'operatore di rete. I requisiti di capacità reattiva vengono frequentemente chiariti attraverso uno studio presentato durante il processo di interconnessione. Coinvolgere l'operatore prima che le apparecchiature vengano specificate evita la situazione in cui un impianto viene costruito secondo un'interpretazione e valutato secondo un'altra. Documentare la caratteristica concordata — setpoint, risposta, punto di misurazione — e progettare il sistema di controllo per riprodurla esattamente durante il test supervisionato.

Documentare il modello reattivo. Conservare il calcolo che ha stabilito il requisito, inclusa l'impedenza del trasformatore, i dati del cavo, le curve di capacità dell'inverter e la clausola del codice a cui si fa riferimento. Quando l'operatore chiede perché il dispositivo è stato dimensionato in quel modo, quel documento risponde alla domanda e dimostra che il progetto non è stato arbitrario. Rende anche più veloce la specifica del prossimo impianto nel portafoglio.

Considerare il carico ausiliario dell'impianto. I sistemi di inseguimento, il raffreddamento, il monitoraggio e l'HVAC della batteria consumano potenza reattiva e cambiano con la stagione. Un convertitore può compensare tali carichi oltre al requisito del punto di connessione, il che viene spesso trascurato quando il progetto si concentra solo sulla generazione.

Sequenziamento con la messa in servizio dell'impianto. La capacità reattiva deve essere dimostrata prima dell'operatività commerciale, quindi la messa in servizio del convertitore deve allinearsi con il programma di energizzazione dell'impianto anziché seguirlo. Pianificare l'alimentazione ausiliaria, l'integrazione del controllo e la finestra di test nel programma di costruzione; scoprire alla fine che il test richiede una giornata di piena potenza in inverno è il tipo di dettaglio che ritarda le pietre miliari di pagamento.

FAQ

Gli inverter FV forniscono già potenza reattiva?

Sì, entro un intervallo definito che di solito si riduce a elevata potenza attiva e scompare di notte. Dove il codice richiede capacità reattiva nel punto di connessione in tutte le condizioni, è normalmente necessario un dispositivo separato per colmare il divario.

Perché un impianto FV ha bisogno di assorbimento reattivo?

Lunghi feeder di raccolta e trasformatori poco caricati consumano potenza reattiva, e un'esportazione eccessiva può spingere la tensione oltre il limite. Assorbire potenza reattiva nel punto di connessione riporta la tensione nell'intervallo, il che è spesso un requisito del codice.

Si può usare un banco di condensatori invece?

Può fornire potenza reattiva, ma non può assorbirla, non può seguire rapidamente i cambiamenti in modo fluido e interagisce con la risonanza di rete. Per impianti con uscita variabile e doveri di codice di rete, un convertitore è la scelta pratica.

Come dimensiono l'SVG per un impianto con stoccaggio?

Partire dal requisito del codice nel punto di connessione, sottrarre ciò che il PCS e gli inverter possono fornire in ogni stato operativo, e dimensionare per la transizione reattiva più veloce. Coordinare il controllo in modo che i dispositivi non si oppongano a vicenda.

È necessario un SVG a media tensione per gli impianti su scala utility?

Spesso sì, perché il requisito reattivo scala con le dimensioni dell'impianto e la connessione a MT evita lunghi percorsi di cavi BT. Impianti più piccoli e siti connessi a BT possono utilizzare convertitori BT al quadro ausiliario o di stazione.

Quali test richiederà l'operatore di rete?

Tipicamente un test di capacità reattiva a diversi livelli di uscita, un test di risposta a gradino e la prova di coordinamento con il controller dell'impianto. Alcuni operatori richiedono anche la verifica del comportamento durante i disturbi di tensione.

Conclusione

La compensazione reattiva in un impianto fotovoltaico è definita dal codice di rete, dall'assorbimento proprio del sistema di raccolta e dalla capacità decrescente degli inverter ad alta potenza. Misurare ogni termine, dimensionare per le transizioni dinamiche piuttosto che per un singolo valore stazionario, coordinare il controllo con il controller dell'impianto e preparare in anticipo il test supervisionato. Sulla maggior parte degli impianti su scala utility il risultato è un convertitore nel punto di connessione, integrato dalla capacità dell'inverter piuttosto che sostituito da essa.

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