Site Loader

Содержание

Что такое полная мощность стабилизатора напряжения?

Что называется полной мощностью? Это мощность, состоящая, в зависимости от вида нагрузки, из активной и реактивной мощности, потребляемых электроприбором. Стоит учесть, что не все приборы создают одинаковые по силе активные и реактивные нагрузки, один из типов нагрузки может значительно доминировать.
Единицей измерения активной мощности являются ватты (Вт), полной — вольт-амперы (ВА). Рассмотрим подробнее виды нагрузки.

Активная нагрузка.
Для данного вида нагрузки характерно то, что в результате переработки потребляемой энергии образуется излучение (тепло, свет). Для таких устройств, как утюги, электроплиты, лампы накаливания, обогреватели и т.п., имеющих главной целью выработку тепла, активная нагрузка является основным видом нагрузки.

Реактивная нагрузка.
К реактивной нагрузке относятся индуктивные и емкостные виды нагрузки. Особенностью является то, что энергия при данных типах нагрузки не поглощается, а накапливается частично в электрических или магнитных полях для дальнейшего выброса в электроцепь. В качестве примера приборов, для которых характерен данный тип нагрузок, можно привести устройства, включающие электродвигатель.

Для установления связи между двумя видами мощности – полной (ВА) и активной (Вт) – используется коэффициент cosф. Для устройств, использующих реактивный вид нагрузки, зачастую указывают информацию в ваттах и cosф, тем самым отмечают их активную мощность.
Подсчет полной мощности в ВА происходит в результате деления активной мощности (Вт) на cosф. К примеру, на приборе указана активная мощность в 600 Вт и cosф равное 0,6. В таком случае полная мощность, потребляемая устройством, будет равняться 1000 ВА. Для приборов, на которых не указан cosф, рекомендуется использовать среднюю величину, равную 0,7.

В связи с вышесказанным, если Вам надо купить стабилизатор напряжения на 15 кВт, то брать надо на 20 кВА (~ 16кВт)!

Какова взаимосвязь между активной мощностью, реактивной мощностью и полной мощностью?

В повседневной работе электриков, вы сталкиваетесь с такой проблемой? Мы видим, что единица мощности трансформатора — киловольт-ампер (кВар), выходная мощность двигателя — киловатт (кВт), а единица мощности компенсации емкости — не хватает или тысячи. Var (Var), также единица, представляющая электроэнергию, появятся эти три разных названия? Это касается вопросов, о которых мы будем говорить сегодня, реактивной мощности (единица измерения Var или Var), активной мощности (единица измерения: Вт или кВт), полной мощности (единица измерения: Var или KVar) и коэффициента мощности между четырьмя Внутренние отношения также будут включать в себя следующую статью «Концепция и расчет компенсации реактивной мощности».

 

 

1. В электросети существует два типа электроэнергии, подаваемой источником питания на нагрузку: один активная мощность, другой реактивная мощность

 

Реактивная мощность (Q): Многие электрические устройства основаны на принципе электромагнитной индукции, такие как распределительные трансформаторы, двигатели и т. Д. Двигатель должен устанавливать и поддерживать вращающееся магнитное поле для вращения ротора, тем самым приводя в движение механическое движение, магнитное поле ротора двигателя Устанавливается путем получения реактивной мощности от источника питания. Трансформаторы также требуют реактивной мощности для того, чтобы первичная катушка трансформатора генерировала магнитное поле и индуцировала напряжение во вторичной катушке. Следовательно, без реактивной мощности двигатель не будет вращаться, трансформатор не будет изменять напряжение, и контактор переменного тока не будет тянуть.

Активная мощность (P): так называемая активная мощность — это тип электрической энергии, которая может напрямую потребляться путем преобразования электрической энергии в другие виды энергии. Например, двигатель преобразует электрическую энергию в механическую энергию. Без учета эффективности, двигатель мощностью 11 кВт в час Может преобразовывать электрическую энергию 11 кВт в эквивалентную механическую энергию, лампа накаливания мощностью 100 Вт может преобразовывать электрическую энергию мощностью 0,1 кВт в световую энергию за 1 час, тот же нагреватель мощностью 1 кВт может преобразовывать электрическую энергию мощностью 1 кВт в тепловую энергию в час и т. Д., Активная мощность — это энергия Электроэнергия напрямую преобразуется в другие виды энергии.

Кажущаяся мощность (S): В некотором смысле это сумма активной мощности P и реактивной мощности Q, для источников питания полная мощность представляет собой смесь активной и реактивной мощности, например, мощности, обеспечиваемой трансформатором. Включая активную и реактивную мощность, поэтому единица мощности трансформатора — это полная мощность, единица измерения — киловольт-ампера (кВар).

 

2. Соотношение между активной мощностью, реактивной мощностью и полной мощностью

Чтобы объяснить взаимосвязь между ними, мы должны сначала понять, что такое коэффициент мощности.

В цепях переменного тока косинус разности фаз (Φ) между напряжением и током называется коэффициентом мощности, который представлен символом cosΦ. В стоимостном выражении коэффициент мощности представляет собой отношение активной мощности к полной мощности, то есть cosΦ = P / S.

Тогда из человека видно, что эти три эквивалентны трем таблицам прямоугольного треугольника, размер соответствует теореме Пифагора.

 

Добро пожаловать внимание: вареные электрические, принесу вам часть знаний

Kehua BCS1000K-B | Система накопления энергии

Модель  BCS1000K-B
Вход постоянного тока  
Максимальное напряжение, В 1000
Рабочий диапазон напряжение, В 500 -900
Максимальный ток, А 926 х 2
Функция автоматического буфера  
Вход переменного тока  
Активная мощность, кВт 1000
Полная мощность, кВА 1100
Напряжение, В 315/400
Диапазон  напряжения  -15%~10% (устанавливается)
Частота, Гц 50  (45~55 устанавливается) / 60  (55 ~65 устанвливается)
Максимальный ток, А 794 х 2
Регулируемый коэффициент мощности >0.99 (при номинальной мощности)/1 (емкостная нагрузка)~1 (индуктивная нагрузка)
THDi <3% (при номинальной мощности)
Выход переменного тока  
Номинальное напряжение, В 315/400
Точность выходного напряжения 1%
Максимальный выходной ток, А 794 х 2
THDu <1% (линейная нагрузка)
Номинальная выходная частота, Гц 50 /60
Допустимая перегрузка 110%
Эффективность  
Максимальный КПД 99,01%
Общие сведения  
Режим изоляции нет
Защита оболочки IP  IP54
Диапазон рабочей температуры «- 30°C~65°C (>40°C снижение мощности)
Относительная влажность 0~100% (без конденсации)
Тип охлаждения Интеллектуальное принудительное воздушное охлаждение
Габариты (Ш×В×Г), мм 2438х2591х1990
Вес, кг 3400
Допустимай высота работы, м  5000 (>3000 м. снижение мощности)
Дисплей Сенсорный экран
Коммуникационные протоколы Modbus-RTU/Modbus-TCP
Коммуникационные порты RS485 (стандарт), Ethernet (опция)
Стандарты GB/T 34120-2017, IEC62477-1,  EN61000-6-2:2005, EN61000-6- 4:2007/A1:2011

СКЗ-ИП-МР2

СКЗ-ИП-МР2

  • Основные
  • Конструктивные особенности
  • Условные обозначения
  • Габариты

Категория: Станция катодной защиты

Использование в типовых системах коррозионного мониторинга подземных стальных трубопроводов, для контроля качества и эффективности электрохимической защиты, а также для автономного использования на объектах потребителей.

Нормативно-правовое обеспечение

Сертификат соответствия Таможенного союза, № ТС RU С-RU.АЯ21.В.00354.

Cертификат соответствия СДС «ГАЗПРОМСЕРТ», № ГО00.RU.1305.H00038.

Разрешение на применение № РРС 00-34651 («Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору»).

Cоответствуют:

  • ГОСТ Р 51164-98, ГОСТ 9.602-2005;
  • требованиям технических условий ИЖСК.435211.008 ТУ;
  • комплекту документации ИЖСК.435211.012.

Внесены в Реестр оборудования электрохимической защиты, разрешенного к применению в ОАО «Газпром».

Технические характеристики

Наименование параметров

Норма для исполнений станций
СКЗ-ИП-МР2- … -У1-А(1)-485 (GSM, УКВ)

0,6 — 1
1,2 — 2
1,8 — 3
2,4 — 4
0,75 — 1
1,5 — 2
2,25 — 3
3,0 — 4
1,0 — 1
2,0 — 2
3,0 — 3
4,0 — 4
1,2 — 1
2,4 — 2
3,6 — 3
4,8 — 4

1. Номинальное напряжение питающей сети, переменное, однофазное, В

220; 230

2. Частота питающей сети, Гц

50±1

3. Рабочий диапазон напряжения питающей сети, В

165-253

4. Предельно допустимый диапазон напряжения питающей сети, В

150-264

5. Нормируемая номинальная выходная активная мощность, кВт:
– с двумя силовыми модулями;
– с четырьмя силовыми модулями;
– с шестью силовыми модулями;
– с восьмью силовыми модулями.


0,6
1,2
1,8
2,4


0,75
1,5
2,25
3,0


1,0
2,0
3,0
4,0


1,2
2,4
3,6
4,8

6. Номинальное выходное напряжение, Uн, В

48

48

48

48

96

7. Номинальный выходной ток, Iн, А:
– с двумя силовыми модулями;
– с четырьмя силовыми модулями;
– с шестью силовыми модулями;
– с восьмью силовыми модулями.


12,5
25
37,5
50


16
32
48
64


20
40
60
80


25
50
75
100


12,5
25
37,5
50

8. Активная потребляемая мощность, кВт, не более:
– с двумя силовыми модулями;
– с четырьмя силовыми модулями;
– с шестью силовыми модулями;
– с восьмью силовыми модулями.


0,67
1,34
2,00
2,67


0,86
1,71
2,56
3,42


1,07
2,14
3,20
4,27


1,34
2,67
4,00
5,34

9. Полная потребляемая мощность, кВА, не более:
– с двумя силовыми модулями;
– с четырьмя силовыми модулями;
– с шестью силовыми модулями;
– с восьмью силовыми модулями.


0,70
1,39
2,09
2,78


0,89
1,78
2,67
3,56


1,12
2,23
3,34
4,45


1,39
2,78
4,17
5,56

10. Пределы задания выходного тока и напряжения, %, не менее

5 – 100

11. Пределы задания потенциала, В, не менее

минус (0,5 – 3,5)

12. Коэффициент полезного действия
в номинальном режиме, %, не менее

90

13. Коэффициент мощности
в номинальном режиме, не менее

0,96

14. Коэффициент пульсации выходного тока при номинальных выходных параметрах, %, не более

3

15. Габаритные размеры станции, мм

600х465х1290

16. Масса, кг, не более:
– с двумя силовыми модулями;
– с четырьмя силовыми модулями;
– с шестью силовыми модулями;
– с восьмью силовыми модулями.

90
105
120
130

16. Гарантийный срок со дня ввода станции в эксплуатацию, мес.

36

17. Гарантийный срок хранения станции, лет

3

18. Установленный срок службы, лет

12

Функциональные возможности

Обеспечивают работу в режимах автоматического поддержания (стабилизации):
— заданного суммарного потенциала (с омической составляющей) на защищаемом сооружении;
— заданного поляризационного потенциала (без омической составляющей) на защищаемом сооружении;
— заданного выходного тока;
— заданного выходного напряжения.


  • Обеспечивают режим автоматического переключения силовых модулей основного канала на силовые модули резервного канала и силовых модулей резервного канала на силовые модули основного канала:
    — при пропадании или выходе напряжения питающей сети основного фидера за пределы рабочих значений;
    — при появлении признака неисправности силовых модулей основного канала.
  • Обеспечивают переключение силовых модулей резервного канала на силовые модули основного канала осуществляется автоматически при восстановлении напряжения питающей сети основного фидера в пределах рабочих значений.
  • Обеспечивают режим автоматического последовательного включения и выключения второго и следующих силовых модулей, в зависимости от суммарного тока нагрузки.
  • Обеспечивают ограничение выходного тока на безопасном уровне при возникновении перегрузки или короткого замыкания.
  • Обеспечивают надежное автоматическое включение и выход на установленный режим после кратковременного и длительного пропадания и восстановления напряжения питающей сети.
  • Обеспечивают автоматический переход в режим стабилизации текущего выходного тока в случае обрыва цепей контроля потенциала на трубопроводе.
  • Содержат встроенные устройства грозозащиты на вводе питающей сети, в цепи нагрузки, на вводе контроля потенциала, на выходе интерфейса связи RS-485.
  • Информационный обмен сигналами с системами телемеханики для основных типоисполнений станций осуществляется:
    — по физической двухпроводной линии, через последовательный цифровой интерфейс RS-485, по унифицированному для модульных станций протоколу обмена MODBUS;
    — через встроенный модем связи по GSM/GPRS-каналам мобильной связи;
    — через встроенный радиомодем по УКВ-радиоканалу на частоте 433,92 МГц, мощностью до 10 мВт.
  • По заказам потребителей станции могут поставляться со встроенными модемами по другим каналам связи, например: локальному каналу Ethernet, волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) и др.
  • Обеспечивают питание встраиваемого модема связи с системами телемеханики от встроенного источника питания постоянного тока напряжением 12 В и номинальным выходным током до 1,25 А.
  • Интегрированы: в подсистему коррозионного мониторинга (ПКМ) «СКАТ-С» (ООО НПП «Сфера-МК», г. Краснодар).
  • Обеспечивают автоматическую запись и хранение информации о текущих значениях выходного напряжения и выходного тока станции, суммарного и поляризационного потенциала на защищаемом сооружении в накопительном устройстве – регистраторе параметров станции, с энергонезависимым хранением. Периодичность выборки составляет порядка 1 раз в час. Накопление и хранение информации в течение 6 мес. (не менее).
  • Обеспечивают съем информации из регистратора параметров станции через цифровой интерфейс USB во внешнее устройство (ПК, ноутбук, нетбук или в иное специализированное устройство).
  • Обеспечивают дистанционный съем информации из регистратора параметров станции во внешнее устройство по беспроводному каналу связи (Bluetooth) с расстояния не менее 10 м в ПК, ноутбук, нетбук или иное специализированное устройство (опция).
  • Обеспечивают сбор и накопление информации в регистратор параметров станции при пропадании напряжения питающей сети путем использования встроенного резервного источника питания (аккумулятора), обеспечивающего время работы регистратора параметров станции и модуля управления станции – в течение не менее 24 ч.
  • Обеспечивают технический и коммерческий раздельный учет потребляемой электроэнергии от основной и резервной питающей сети двумя встроенными счетчиками электроэнергии класса точности 1,0.
  • Обеспечивают раздельный учет общего времени наработки и времени работы в режиме защиты сооружения.
  • Имеют контрольные гнезда для подключения внешних измерительных приборов.
  • Обеспечивают уровень радиопомех на зажимах подключения к питающей сети и нагрузки, не превышающий значений, установленных ГОСТ Р 51522-99 (МЭК 61326-1-97).
  • Обеспечивают возможность конструктивного размещения в шкафу силовых модулей других изготовителей при условии соответствия силовых модулей данных изготовителей требованиям «ОТТ к модульным станциям катодной защиты» ОАО «Газпром».
  • Имеют сервисную электрическую розетку с заземляющим контактом 220/230 В для подключения питания измерительных приборов, электроинструмента и т.п.
  • Условия эксплуатации

    Обеспечивают надежную и устойчивую работу в условиях воздействия следующих климатических факторов:
    • верхнего значения температуры окружающего воздуха +45°С;
    • нижнего значения температуры окружающего воздуха минус 45°С;
    • верхнего значения относительной влажности окружающего воздуха 98%.

    Типоисполнения

    Наименования станций

    Номинальная выходная мощность, (Рн), кВт

    Номинальное выходное напряжение (Uн), В

    Номинальный выходной ток (Iн), А

    Тип устройства сопряжения с системой телемеханики

    1

    2

    3

    4

    5

    1. СКЗ-ИП-МР2-0,6-2-У1-А-485

    0,6

    48

    12,5

    Выход интерфейса
    RS-485
    (для связи
    по физической двухпроводной линии)

    2. СКЗ-ИП-МР2-1.2-4-У1-А-485

    1,2

    48

    25

    3. СКЗ-ИП-МР2-1.8-6-У1-А-485

    1,8

    48

    37,5

    4. СКЗ-ИП-МР2-2.4-8-У1-А-485

    2,4

    48

    50

    5. СКЗ-ИП-МР2-0.75-2-У1-А-485

    0,75

    48

    16

    6. СКЗ-ИП-МР2-1.5-4-У1-А-485

    1,5

    48

    32

    7. СКЗ-ИП-МР2-2.25-6-У1-А-485

    2,25

    48

    48

    8. СКЗ-ИП-МР2-3.0-8-У1-А-485

    3,0

    48

    64

    9. СКЗ-ИП-МР2-1.0-2-У1-А-485

    1.0

    48

    20

    10. СКЗ-ИП-МР2-2.0-4-У1-А-485

    2,0

    48

    40

    11. СКЗ-ИП-МР2-3.0-6-У1-А-485

    3,0

    48

    60

    12. СКЗ-ИП-МР2-4.0-8-У1-А-485

    4,0

    48

    80

    13. СКЗ-ИП-МР2-1.2-2-У1-А-485

    1,2

    48

    25

    14. СКЗ-ИП-МР2-2.4-4-У1-А-485

    2,4

    48

    50

    15. СКЗ-ИП-МР2-3.6-6-У1-А-485

    3,6

    48

    75

    16. СКЗ-ИП-МР2-4.8-8-У1-А-485

    4,8

    48

    100

    17. СКЗ-ИП-МР2-1.2-2-У1-А1-485

    1,2

    96

    12,5

    18. СКЗ-ИП-МР2-2.4-4-У1-А1-485

    2,4

    96

    25

    19. СКЗ-ИП-МР2-3.6-6-У1-А1-485

    3,6

    96

    37,5

    20. СКЗ-ИП-МР2-4.8-8-У1-А1-485

    4,8

    96

    50

    21. СКЗ-ИП-МР2-0.6-2-У1-А-GSM

    0,6

    48

    12,5

    Встроенный
    модем связи
    по GSM и GPRS каналам мобильной связи

    22. СКЗ-ИП-МР2-1.2-4-У1-А-GSM

    1,2

    48

    25

    23. СКЗ-ИП-МР2-1.8-6-У1-А-GSM

    1,8

    48

    37,5

    24. СКЗ-ИП-МР2-2.4-8-У1-А-GSM

    2,4

    48

    50

    25. СКЗ-ИП-МР2-0.75-2-У1-А-GSM

    0,75

    48

    16

    26. СКЗ-ИП-МР2-1.5-4-У1-А-GSM

    1,5

    48

    32

    27. СКЗ-ИП-МР2-2.25-6-У1-А-GSM

    2,25

    48

    48

    28. СКЗ-ИП-МР2-3.0-8-У1-А-GSM

    3,0

    48

    64

    29. СКЗ-ИП-МР2-1.0-2-У1-А-GSM

    1,0

    48

    20

    30. СКЗ-ИП-МР2-2.0-4-У1-А-GSM

    2,0

    48

    40

    31. СКЗ-ИП-МР2-3.0-6-У1-А-GSM

    3,0

    48

    60

    32. СКЗ-ИП-МР2-4.0-8-У1-А-GSМ

    4,0

    48

    80

    33. СКЗ-ИП-МР2-1.2-2-У1-А-GSM

    1,2

    48

    25

    34. СКЗ-ИП-МР2-2.4-4-У1-А-GSM

    2,4

    48

    50

    35. СКЗ-ИП-МР2-3.6-6-У1-А-GSM

    3,6

    48

    75

    36. СКЗ-ИП-МР2-4.8-8-У1-А-GSM

    4,8

    48

    100

    37. СКЗ-ИП-МР2-1.2-2-У1-А1-GSM

    1,2

    96

    12,5

    38. СКЗ-ИП-МР2-2.4-4-У1-А1-GSM

    2,4

    96

    25

    39. СКЗ-ИП-МР2-3.6-6-У1-А1-GSM

    3,6

    96

    37,5

    40. СКЗ-ИП-МР2-4.8-8-У1-А1-GSM

    4,8

    96

    50

    41. СКЗ-ИП-МР2-0.6-2-У1-А-УКВ

    0,6

    48

    12,5

    Встроенный
    модем связи
    по УКВ радиоканалу на
    нелицензируемой частоте
    433,92 МГц, мощностью
    до 10 мВт

    42. СКЗ-ИП-МР2-1.2-4-У1-А-УКВ

    1,2

    48

    25

    43. СКЗ-ИП-МР2-1.8-6-У1-А-УКВ

    1,8

    48

    37,5

    44. СКЗ-ИП-МР2-2.4-8-У1-А-УКВ

    2,4

    48

    50

    45. СКЗ-ИП-МР2-0.75-2-У1-А-УКВ

    0,75

    48

    16

    46. СКЗ-ИП-МР2-1.5-4-У1-А-УКВ

    1,5

    48

    32

    47. СКЗ-ИП-МР2-2.25-6-У1-А-УКВ

    2,25

    48

    48

    48. СКЗ-ИП-МР2-3.0-8-У1-А-УКВ

    3,0

    48

    64

    49. СКЗ-ИП-МР2-1.0-2-У1-А-УКВ

    1,0

    48

    20

    50. СКЗ-ИП-МР2-2.0-4-У1-А-УКВ

    2,0

    48

    40

    51. СКЗ-ИП-МР2-3.0-6-У1-А-УКВ

    3,0

    48

    60

    52. СКЗ-ИП-МР2-4.0-8-У1-А-УКВ

    4,0

    48

    80

    53. СКЗ-ИП-МР2-1.2-2-У1-А-УКВ

    1,2

    48

    25

    54. СКЗ-ИП-МР2-2.4-4-У1-А-УКВ

    2,4

    48

    50

    55. СКЗ-ИП-МР2-3.6-6-У1-А-УКВ

    3,6

    48

    75

    56. СКЗ-ИП-МР2-4.8-8-У1-А-УКВ

    4,8

    48

    100

    57. СКЗ-ИП-МР2-1.2-2-У1-А1-УКВ

    1,2

    96

    12,5

    58. СКЗ-ИП-МР2-2.4-4-У1-А1-УКВ

    2,4

    96

    25

    59. СКЗ-ИП-МР2-3.6-6-У1-А1-УКВ

    3,6

    96

    37,5

    60. СКЗ-ИП-МР2-4.8-8-У1-А1-УКВ

    4,8

    96

    50

    Металлический шкаф с размещенными модулем контроля и управления и быстросъемными силовыми модулями.

    Одностороннее обслуживание.

    Охлаждение – естественное воздушное.

    Степень защиты станции – IP34 по ГОСТ 14254-96.

    Надежный электрический контакт с двухпроводными дренажными кабелями сечением каждого провода до 35 мм2 без применения наконечников.

    Входные зажимы станций, предназначенные для присоединения источника питающего напряжения, обеспечивают механическое присоединение одножильных и многожильных неоконцованных медных и алюминиевых проводников сечением до 16 мм2.

    Зажимы станций, предназначенные для присоединения электрических цепей контроля потенциала от защищаемого сооружения (трубопровода) и электрода сравнения, обеспечивают механическое присоединение одножильных и многожильных неоконцованных медных проводников сечением до 6 мм2.

    На внутренней стороне двери имеются лоток для хранения документации и откидная полка для размещения измерительного прибора, инструмента, крепежных элементов и т.п.

    Скрытый датчик открывания двери.

    Справочник по активной мощности — обзор

    11.6 Практический пример — сравнение традиционной и инерционной стратегий управления мощностью

    Традиционная и инерционная стратегии управления мощностью сравниваются в среде моделирования для оценки их вклада в динамическую стабильность частоты. Обе стратегии управления представлены в одном и том же сценарии динамической электрической системы, чтобы сравнить их характеристики и проверить эффективность стратегии виртуального синхронного генератора в представленной теме.Диаграмма среды моделирования показана на рис. 11.15.

    Рис. 11.15. Диаграмма среды моделирования.

    Источник: Автор.

    Технические характеристики системы и параметры управления представлены в таблицах 11.2–11.5. В таблице 11.2 представлены общие данные системы, в таблице 11.3 представлены динамические эквивалентные данные энергосистемы [22], в таблице 11.4 представлены данные виртуального синхронного генератора, а в таблице 11.5 представлены вспомогательные параметры управления, используемые как в VSG, так и в динамическом эквиваленте системы.

    Таблица 11.2. Система Общие данные

    +
    Система данных
    V л 13,8 кВ
    F п 60 Гц
    R л 0,01 Ω
    л LT 0,6 мГн
    Р л 15 МВт
    В л 10 МВар

    Источник: Автор.

    Таблица 11.3. Силовые системы динамические эквивалентные данные

    P
    P N 300 MVA
    R S 0,0001 PU
    x D 1.3 PU
    x Q 1.75 пу
    Х д 0,25 о.е.
    Х кв 0,47 о.е.
    Х д
    x Q q q 0.23 PU
    T D D 0 4.8 S
    T Q 0 1.5 S
    D D D D 0 0.35 S
    T Q 0 0.07 S
    x P 0,14 PU
    D P P P 0,4

    Источник: Автор.

    Таблица 11.4. Виртуальный Синхронный генератор данных

    +1
    Динамический эквивалент ВСГ данных
    Р л 20 МВА
    R сек 0,001 о.е.
    X d 0,942 о.е.504 о.е.
    Х д 0,157 о.е.
    Х кв 0,201 о.е.
    Х д » 0.117 PU
    x q q 0 « 0.132 PU
    T D 0 71671 сек
    Т кв 0 0,0541 сек
    Т д 0 0,0144 сек
    Т кв 0 0,0054 с
    Х р 0,14 о.е.
    D р 0,4
    LCL фильтр
    Л 1 3.9 мГн
    л F 13,93 мкФ
    С F 516,77 мкФ
    F п 60 Гц
    P n 20 МВА

    Источник: Автор.

    Таблица 11.5. Параметры вспомогательного управления

    4
    3 Параметры вспомогательного управления 4

    5

    PSS Exciter
    T 1 0.76 К 100,0
    Т 2 0,1 Т 0,001
    Т 3 0.76 K F F 0,001
    T 4 0,1 T F 0.1
    Т 5 0 К Е 1,0
    Т 6 0,016 Т Е 0.1
    KS 3.15 MAX MAX 2,0 PU
    V RMAX 0.09 V мин — 2.0 PU
    V RMIN — 0,09 — 0,09

    Источник: Автор.

    Переходные процессы состоят из изменения задания активной мощности от 0,6 до 1,0 о.е. при t  = 2,0 с, входной мощности нагрузки 15 МВт при t  = 3,5 с и трехфазного короткого замыкания. на землю длительностью 200 мс в промежуточном положении линии с сопротивлением замыкания 0.75 Ом при t = 4,5 с.

    РГ будет инициализирован с заданием активной мощности 0,6 о.е. для возникновения первого события. Мощность, необходимая нагрузке, первоначально составляет 15 МВт и 10 МВАр до наступления второго события. Все результаты оцениваются с момента времени t  = 1,0 с, без учета начального поведения во всех симуляциях и в предположении, что системы находились в устойчивом состоянии, когда возникали возмущения.

    Результаты, полученные при моделировании стратегий VSG и PQ в смоделированной динамической электрической системе, показаны на рис.11.16–11.19. Базовые значения мощности и напряжения составляют 20 МВА и 13,8 кВ соответственно.

    Рис. 11.16. Активная мощность ДГ.

    Источник: Автор.

    Рис. 11.17. Реактивная мощность ДГ.

    Источник: Автор.

    Рис. 11.18. Напряжение на клеммах ДГ.

    Источник: Автор.

    Рис. 11.19. Частота терминала ДГ.

    Источник: Автор.

    Помимо демонстрации различий между стратегиями управления, третий сценарий с синхронным генератором (СГ) также представлен на рис. 11.16–11.19. В этом сценарии силовой преобразователь и фильтр LCL заменяются синхронным генератором с идентичными параметрами, как показано в таблице 11.4. Результаты доказывают сходное поведение между симуляциями VSG и SG, указывая на вклад виртуальной инерции VSG в систему.

    Рис. 11.16 и 11.17 показано управление активной и реактивной мощностью ДГ соответственно во всех сценариях.

    Разницу между VSG и PQ можно наблюдать на рис. 11.16 во время изменения задания активной мощности на 2.0 с, где VSG представляет собой затухающий переход, вызванный виртуальной инерцией, в то время как стратегия PQ делает это изменение мгновенно. Даже в период короткого замыкания PQ-управление пытается регулировать активную и реактивную мощности, тогда как VSG ведет себя по-другому, так как инерционное управление стремится к устойчивости системы.

    На рис. 11.17 показано, что VSG не вводит и не потребляет реактивную мощность до первого события. После изменения задания активной мощности ВРУ начинает потреблять реактивную мощность за счет регулирования системой возбуждения напряжения на клеммах.Между тем, управление PQ предназначено для удовлетворения общей потребности в активной и реактивной мощности начальной нагрузки. Также можно наблюдать на рис. 11.16 и 11.17 видно, что активная и реактивная мощности VSG и SG имеют одинаковые характеристики.

    На рис. 11.18 показано напряжение на клеммах ДГ во всех сценариях.

    Эффективное напряжение на клеммах остается регулируемым в первых двух переходных процессах во всех симуляциях. В случае короткого замыкания наблюдается значительное изменение напряжения из-за жесткости переходного процесса, применяемого во всех моделях.Как видно во время короткого замыкания, управление VSG давало лучший отклик при незначительных изменениях напряжения. Различие в установившемся режиме регулирования напряжения на кривой управления КПД связано с отсутствием контура регулирования напряжения, обычно используемого в регуляторах собственных нужд ВРУ и СГ.

    На рис. 11.19 показаны результаты относительно частоты терминала DG.

    Стратегии управления имеют разные цели. В то время как управление VSG связано со стабилизацией частоты и напряжения, управление PQ связано с мгновенным управлением мощностью.Как и ожидалось, применяемые переходные процессы значительно более вредны для управления PQ, чем для управления VSG и для SG. В случае короткого замыкания можно наблюдать, что частота в управлении PQ достигает значений, близких к 95 Гц, в то время как управление VSG и SG достигают значений ниже 63 Гц. Кроме того, изменение задания мощности вызывает значительное колебание частоты в отклике управления PQ. Эта динамика управления PQ может нанести ущерб системе, поскольку пределы колебаний частоты во время возмущений не допускают воздействия частот, обычно превышающих ± 10% (66.0–54,0 Гц).

    Помимо вышеупомянутой переходной частотной характеристики, можно провести более тщательный анализ установившейся частоты терминала. В то время как установившиеся колебания частоты ВГС и СГ находятся в диапазоне значений, близких к 60,0 Гц, колебания управляющей частоты КЭ находятся в районе 0,1 Гц и постоянно приближаются к 60,1 Гц. Установившаяся характеристика управления PQ даже в нормальных условиях может повредить систему, поскольку мгновенные отклонения частоты обычно не могут превышать ± 0,1 Гц.

    Представленный анализ демонстрирует эквивалентность динамического и стационарного поведения между SG и VSG, тем самым доказывая наличие виртуальной инерции системы, обеспечиваемой стратегией VSG.Кроме того, анализ стратегий управления VSG и PQ также показывает безопасность инерционного управления в отношении стабилизации частоты по отношению к переходным процессам и установившимся режимам.

    Контроль активной мощности

    В турбинах с регулируемым шагом можно в любой момент уменьшить мощность путем наклона лопастей. Это также можно сделать с помощью турбин с регулируемым остановом, отключив отдельные турбины в ветряной электростанции. Хотя это обеспечивает лишь относительно грубое управление, результат с точки зрения оператора энергосистемы эффективен и ценен.

    Все формы управления активной мощностью ветряной турбины требуют снижения выходной мощности, что означает снижение доходов. Это менее актуально для обычных электростанций, где упущенный доход будет компенсироваться в некоторой степени за счет снижения стоимости топлива. Поэтому системные операторы и органы регулирования энергетики признают, что сокращение мощности ветряных электростанций следует использовать в качестве крайней меры.

    Самый простой метод — это ограничение, означающее, что ветряная электростанция (или группа ветряных электростанций) получает указание поддерживать свою мощность ниже определенного уровня.Более сложная версия ограничения состоит в том, чтобы настаивать на том, чтобы выпуск оставался на фиксированном уровне (дельта), ниже неограниченного выхода, доступного от ветра.

    Параллельно с ограничением ветряная электростанция также может быть проинструктирована контролировать скорость нарастания, другими словами, ограничивать скорость, с которой может увеличиваться выходная мощность (из-за увеличения скорости ветра или возврата турбин в эксплуатацию после некоторого отключения). Скорость линейного изменения определяется для периодов, например, одной минуты или 10 минут. Это ограничивает требования сетевого оператора к другим формам генерации для быстрого изменения выпуска.

    Очевидно, что ветровая генерация не может автоматически контролировать «отрицательную скорость линейного изменения», если ветер внезапно стихает. Однако с помощью хороших инструментов прогнозирования ветра можно заранее предсказать снижение скорости ветра; выходная мощность ветровой генерации может затем постепенно снижаться до снижения скорости ветра, тем самым поддерживая отрицательную скорость линейного изменения на приемлемом уровне.

    В системах с относительно высоким проникновением ветра часто требуется частотная характеристика или регулирование частоты.Это может принимать разные формы, но основной принцип заключается в том, что по указанию ветряная электростанция снижает свою выходную мощность на несколько процентов, а затем регулирует ее в соответствии с частотой системы. Увеличивая мощность при низкой частоте или уменьшая мощность при высокой частоте, ветряная электростанция может способствовать контролю частоты системы.

     

    Рисунок 5.1: Примеры функций SCADA для управления активной мощностью ветряных электростанций

     

    База данных компонентов

    > Сетевые инверторы > Сетевые инверторы — Основной интерфейс > Сетевые инверторы

    Коэффициент мощности

    Управляющему сетью может потребоваться произвести некоторое количество активной или реактивной энергии, т.е.е. определить коэффициент мощности.

    Флажок Разрешить указание коэффициента мощности определяет способность инвертора производить реактивную энергию.

    Если это так, производитель указывает пределы фазового сдвига (либо как отставание Cos(Phi), либо как опережающий cos(phi), либо как пределы Tan Phi).

    Производитель также указывает, выражается ли значение PNom как активная мощность (выражается в кВт) или полная мощность (выражается в кВА).

    В последнем случае это ограничение действительно соответствует ограничению выходного тока.


     

    Примечание: в системе коэффициент мощности — это рабочее состояние, которое задается специальным параметром в инверторе. Обычно это фиксируется на определенный период в соответствии с требованием сетевого менеджера.

    Эти условия работы задаются в системных параметрах, кнопка «Разные инструменты». Упомянутые здесь значения являются только допустимыми пределами для данного инвертора.

     

    Pnom как функция температуры

    Основной характеристикой инвертора является номинальная мощность Pном, т.е.е. максимальная мощность, которую можно передать в сеть.

    Для некоторых инверторов производители указывают максимальную мощность PMax. Это мощность, которая может быть достигнута, если устройство находится при данной температуре.

    Для использования этого усовершенствования в моделировании производитель должен указать:

    — Максимальная температура для достижения PMax

    — Температура, при которой мы достигнем PNom.

    NB: опция «Разрешить превышение мощности» будет активна только в том случае, если в основных параметрах указано значение PMax!

    Кроме того, могут быть некоторые ограничения, когда инвертор становится слишком горячим.Поэтому мы можем указать 2 других уровня температуры по сравнению с PNom с 2 уровнями мощности.

    Наконец, во время работы системы номинальная мощность может иметь такой температурный профиль:

     

    Эталонная температура

    В параметрах системы вывода может быть указана эталонная температура инвертора (кнопка «Разные инструменты»). Можно:

    — Наружная температура окружающей среды, обычный параметр, допускаемый производителями для наружной установки.

    — Температура наружного воздуха + указанная смена

     — Фиксированная температура + линейное увеличение, пропорциональное мощности (представленной падающим излучением). Это может быть использовано для внутренних инверторов, а не для идеальной системы охлаждения.

     

    Соотношение Pном

    Отношение PNom – это отношение установленной фотоэлектрической мощности (номинальной при STC) к Pnom(ac) инвертора.

    Это действительно широко используемый показатель при выборе инвертора.Его часто определяют для получения незначительных потерь при перегрузке.

    Значение для условий «Без потерь» оценивается во время определения размера в PVsyst и обычно находится в диапазоне от 1,25 до 1,30.

    Однако при этих изменениях эффективного Pnom во время работы эти общепринятые значения могут сильно отличаться: при использовании увеличения PMax в зависимости от температуры оно может увеличиться на PMax(ac)/Pnom(ac). А определение коэффициента мощности уменьшит эффективное значение PNom на cos(phi).

    A Метод неразрушающего обнаружения изолирования, основанный на адаптивных и периодических возмущениях на выходе реактивной мощности распределенной генерации на основе инвертора инверторной распределенной генерации (ДР). Первые две части возмущения в цикле образуют симметричную треугольную форму, и возмущение может адаптивно регулировать свое пиковое значение и время цикла для двух целей.Один из них заключается в том, чтобы свести к минимуму общее количество помех. Другой заключается в том, чтобы гарантировать, что абсолютное значение скорости изменения частоты (ROCOF) остается постоянным во время изоляции, что можно использовать в качестве критерия для обнаружения изоляции. Метод может быть применен к ДГ, работающим как с единичным коэффициентом мощности, так и к одновременной выработке активной и реактивной мощности. Кроме того, это помогает избежать серьезных переходных процессов при трансформации стратегии управления РГ для изолированной работы микросети.В соответствии с системой испытаний против островков в IEEE Std. 929-2000 и IEEE Std. 1547-2003, в среде PSCAD/EMTDC проводится несколько исследовательских случаев. Результаты моделирования показывают, что предложенный метод позволяет быстро и неразрушающим образом обнаруживать островки. Кроме того, он также эффективно работает для системы с несколькими РГ.

    1. Введение

    Распределенная генерация на основе инвертора (DG) использует возобновляемые источники энергии, такие как энергия ветра, фотогальванические элементы и микротурбины, для подачи электроэнергии [1].Он широко исследуется и применяется для решения задач по охране окружающей среды и гармоничного развития электроэнергетики. Микросеть обычно содержит ДГ, нагрузку и устройства управления на основе определенной топологической структуры [2–4]. Он может реализовать эффективное управление DG и полностью использовать его ценность как для сети, так и для пользователей [5, 6].

    Островная изоляция — это состояние, при котором часть инженерной системы, включающая в себя как ДГ, так и нагрузку, продолжает работать, в то время как эта часть электрически отделена от основного энергоснабжения [7, 8].Существует два типа изолирования: (1) преднамеренное выделение и (2) непреднамеренное выделение. В соответствии со стратегией управления заблаговременно формируется преднамеренное изолирование контролируемым образом для эффективного использования РГ и повышения надежности электроснабжения [8, 9]. Этот режим работы в данной работе не исследуется. Напротив, непреднамеренное изолирование может привести к проблемам с качеством электроэнергии, серьезному повреждению оборудования и даже к угрозе безопасности для обслуживающего персонала [10]. Следовательно, в этом случае DG должен быстро и эффективно обнаруживать изолирование, чтобы предотвратить упомянутое выше повреждение.

    Как правило, методы изолированного обнаружения можно разделить на три категории: (1) пассивные методы; (2) активные методы; и (3) коммуникативные методы. Методы на основе связи основаны на связи по линиям электропередачи и не наносят вреда качеству электроэнергии энергосистемы с незначительной зоной необнаружения (NDZ), но стоимость намного выше, чем два других типа методов, и операции более сложны. также [11]. Поэтому хорошо разработаны пассивные и активные методы.

    Пассивные методы определяют состояние изоляции путем измерения параметров системы, таких как величина напряжения в точке общего соединения (ТОП), частота напряжения ТОП и скачок фазы [12]. Защита от повышения/понижения частоты (OFP/UFP) и защита от повышения/понижения напряжения (OVP/UVP) являются наиболее широко используемыми пассивными методами обнаружения изоляции. Согласно GB/T 19939-2005 (Китай), пороговые значения напряжения обычно устанавливаются равными 0,85 о.е. и 1,1 о.е., а пороговые значения частоты устанавливаются на уровне 49.5 Гц и 50,5 Гц (50 Гц – номинальная частота энергосистемы) [13]. Пассивные методы просты в реализации и не наносят вреда качеству электроэнергии энергосистемы, но они могут не обнаруживать изолированность, когда потребление локальной нагрузки близко соответствует выходной мощности ДГ [14].

    Чтобы уменьшить или устранить NDZ, активные методы основаны на введении преднамеренных возмущений или гармоник в некоторые параметры РГ, чтобы определить, произошло ли изолирование [15–17]. Активные методы в основном включают активный дрейф частоты (AFD), сдвиг частоты в режиме проскальзывания (SMS) и метод сдвига частоты Sandia (SFS), которые могут создавать непрерывную тенденцию к изменению частоты во время изолирования [18–20].Хотя активные методы имеют меньшие NDZ, наличие помех во время нормальной работы приведет к ухудшению качества электроэнергии и надежности энергосистемы. Кроме того, некоторые активные методы имеют трудности с поддержанием синхронизации преднамеренных нарушений. Поэтому они могут не работать из-за эффекта усреднения при работе в режиме нескольких ДГ [21, 22].

    Методы обнаружения изолирования, основанные на контроле реактивной мощности, более привлекательны. Эти методы могут быть легко реализованы при расчетном эталоне реактивной мощности для ДГ.NDZ можно уменьшить или даже исключить при правильном проектировании. Кроме того, эти методы не вызывают искажения тока при нормальной работе [23].

    В [24] был предложен метод изолированного обнаружения, основанный на оснащении интерфейса DG характеристикой a -. Трудно было гарантировать, что наклон DG-кривой, который является заданным и фиксированным значением, будет круче, чем у кривой нагрузки. Таким образом, в некоторых случаях метод может не обнаружить островковости. В [25] представлен метод обнаружения изолирования, основанный на прерывистом двустороннем изменении реактивной мощности, и частота была вынуждена отклоняться до пороговых значений во время изолирования.По сравнению с методом в [25], предложенный в [26] метод был улучшен за счет создания только одностороннего изменения реактивной мощности в каждом периоде изменения и снижения выходной реактивной мощности на основе резонансной частоты нагрузки. Однако, если бы изолирование произошло, когда изменение реактивной мощности было равно нулю, оно не было бы обнаружено быстро с временем обнаружения, вероятно, до полного цикла изменения 1,8  с. Кроме того, когда методы применялись к нескольким ДГ, синхронизация изменения реактивной мощности не могла быть гарантирована, и методы не могли обнаружить изолирование.

    Методы [24–26] разработаны для ДГ, работающего с единичным коэффициентом при нормальной работе. Тем не менее, ДГ также исследовался для одновременной компенсации реактивной мощности для улучшения коэффициента мощности [27, 28], а также для регулирования напряжения [29, 30]. Метод в [31] был разработан для такого типа РГ. При расчетном задании реактивной мощности ДГ непрерывно и частично компенсировал потребление реактивной мощности нагрузкой, тем самым заставляя частоту повышаться или понижаться до тех пор, пока частота не выйдет за пределы OFP/UFP.Однако скорость обнаружения варьировалась, и она была бы слишком медленной, если бы нагрузка потребляла мало реактивной мощности.

    Большинство активных методов направлены на то, чтобы заставить частоту отклоняться за пределы OFP/UFP для обнаружения островков. Однако аномальная частота после обнаружения затрудняет преобразование стратегии управления DG для изолированной работы микросети. Поэтому в этой статье предлагается неразрушающий метод обнаружения островков для микросетей. Метод основан на периодическом воздействии реактивной мощности на выходе ДГ.Возмущение в цикле состоит из трех частей одинаковой длительности, причем первые две части возмущения образуют симметричную треугольную форму. Соответственно, частота отклоняется в симметричной треугольной форме, не выходя за ее пределы. Кроме того, возмущение в следующем цикле может адаптивно регулировать свое пиковое значение и время цикла в соответствии с частотой в третьей части возмущения в последнем цикле. Конструкция преследует две цели: (1) минимизация общего количества помех и (2) обеспечение того, чтобы абсолютное значение ROCOF было постоянным во время изолирования, что можно использовать в качестве критерия для обнаружения изолирования.Метод имеет универсальный характер. Его можно применять на ДГ, работающих как с единичным коэффициентом мощности, так и вырабатывающих активную и реактивную мощности одновременно. Кроме того, он эффективно работает и для системы с несколькими РГ. Благодаря неразрушающему воздействию метода на частоту, он позволяет избежать серьезных переходных процессов при трансформации стратегии управления ДГ для изолированной работы микросети.

    2. Рекомендуемое типовое системное моделирование и базовый анализ взаимосвязей
    2.1. Рекомендуемая универсальная система для обнаружения островков

    Как показано на рис. 1, в соответствии со стандартом IEEE Std. 929-2000 и IEEE Std. 1547-2003. Он состоит из ДГ на базе инвертора, параллельной трехфазной нагрузки RLC и распределенной сети, представленной трехфазным источником за импедансом. Когда выключатель разомкнут, РГ и его локальная нагрузка отключаются от распределенной сети, и можно имитировать изолирование.


    Активные методы направлены на обнаружение изолированности, когда потребление локальной нагрузки близко соответствует выходной мощности ДГ.В связи с тем, что время детектирования мало, мощность на выходе РГ можно считать постоянной в течение детектирования. Поэтому, используя источник постоянного постоянного тока за трехфазным инвертором, ДГ обычно проектируют как источник постоянного питания.

    На основе структуры управления с двойным замкнутым контуром в — синхронной системе отсчета, DG может независимо управлять выходной активной и реактивной мощностью. Блок-схема управления интерфейсом DG показана на рисунке 2. Она в основном содержит контур фазовой автоподстройки частоты (PLL), внешний контур управления мощностью и внутренний контур управления током.PLL предлагает фазовый угол напряжения в качестве контрольной фазы для реализации синхронного преобразования Park. Кроме того, он также может рассчитать частоту напряжения PCC, которую можно использовать для определения того, происходит ли изолирование или нет в соответствии с OFP/UFP. Во внешнем контуре управления мощностью по ПИ-регуляторам расхождения между активной и реактивной мощностью на выходе ДГ и их заданными значениями преобразуются в опорные значения активного и реактивного тока соответственно. Во внутреннем токовом контуре погрешности между измеряемыми и эталонными значениями тока ДГ также пропускаются через ПИ-регуляторы.При этом упреждающая компенсация от — напряжений на PCC реализует раздельное управление — составляющими тока ДГ, а также выходной активной и реактивной мощностью ДГ. Согласно преобразованию Парка выход внутреннего контура регулирования тока преобразуется в опорные значения выходного напряжения ДГ. Затем импульсы запуска на ключах инвертора получаются с помощью синусоидальной широтно-импульсной модуляции (ШИМ).


    Мгновенная активная и реактивная мощность ДГ может быть записана через — компоненты оси следующим образом [32]: где и представляют собой — компоненты напряжения ТПЧ, а и — компоненты тока ДГ.В условиях сбалансированной сети вышеперечисленные компоненты постоянны.

    2.2. Базовый анализ взаимосвязей

    Когда ДГ и его локальная нагрузка подключены к коммунальной сети, потоки мощности, а также активная и реактивная мощности, потребляемые нагрузкой RLC, могут быть выражены следующим образом: где RLC представляют собой сопротивление нагрузки, индуктивность и емкость, а и — среднеквадратичное значение (RMS) однофазного напряжения на PCC и его частоты соответственно.Кроме того, (3) также может быть записано через резонансную частоту RLC-нагрузки () и добротность () следующим образом [26]: и могут быть выражены следующим образом:

    Из (2) можно сделать вывод, что при изолировании напряжение PCC падает или повышается в соответствии с несоответствием активной мощности   . Если активная мощность ДГ задана постоянной, рассогласование активной мощности можно выразить следующим образом [33]: и может быть выражен как где и представляют собой напряжение PCC до и после изолирования соответственно.

    Если ДГ работает с коэффициентом мощности, равным единице, реактивная мощность, потребляемая локальной нагрузкой, после изолирования будет равна нулю. Поэтому значение частоты после островирования равно частоте согласно (4). Чтобы заставить частоту после изолирования отклоняться до определенного значения (например, 50 Гц или пороговых значений частоты 50,5 Гц и 49,5 Гц), дополнительное количество реактивной мощности может быть получено в соответствии с (4) следующим образом: где представляет целевое значение частоты, представляет собой реактивную мощность с частотой, равной , и представляет частоту после изолирования с ее значением, равным значению в этом случае.

    С другой стороны, если ДГ вырабатывает активную и реактивную мощность одновременно, значение зависит от несоответствия как активной, так и реактивной мощности [34]. Чтобы в этом случае заставить частоту после изолирования отклониться до своего порога, дополнительное количество реактивной мощности может быть получено как где – реактивная мощность с частотой, равной для ДГ такого типа. Поскольку изменение около 50 Гц оказывает незначительное влияние на значение , его можно установить равным 50 Гц и (9) можно переписать следующим образом:

    На основе стандартов обнаружения изоляции коэффициент мощности нагрузки RLC установлен равным 2.5. Предполагая, что это равно 1, рисунок 3 иллюстрирует взаимосвязь между и когда устанавливается как 50 Гц и пороговыми значениями 49,5 Гц и 50,5 Гц в соответствии с (8) и (10). Из рисунка 3 видно, что (1) независимо от того, работает ли ДГ с единичным коэффициентом или вырабатывает активную и реактивную мощность одновременно, кривые — одинаковы; (2) кривые — показывают приблизительно линейную характеристику для периода между 49,5 Гц и 50,5 Гц; (3) когда она больше или равна 50 Гц, дополнительная реактивная мощность может быть рассчитана равной 50.5 Гц. А дополнительная реактивная мощность может быть рассчитана равной 49,5 Гц, если она меньше 50 Гц. Следовательно, дополнительная реактивная мощность находится в пределах ±5%.


    3. Предлагаемый метод неразрушающего контроля изолированности, основанный на адаптивных и периодических возмущениях выходной реактивной мощности ДГ

    Традиционные активные методы обычно вынуждают частоту отклоняться за пределы OFP/UFP для обнаружения изоляции. Однако аномальная частота затрудняет преобразование стратегии управления РГ для изолированной работы микросети.В данной статье предлагается неразрушающий метод обнаружения островков для микросети, который может поддерживать частоту в нормальном рабочем диапазоне и избежать серьезных переходных процессов при преобразовании стратегии управления РГ.

    Из (6), (8) и (10) видно, что рассогласование активной мощности приводит к изменению напряжения после изолирования, а изменение частоты зависит от рассогласования реактивной мощности независимо от того, работает ли ДГ на единице коэффициент мощности или генерирует активную и реактивную мощность одновременно.Таким образом, периодические возмущения на выходе реактивной мощности ДГ могут быть использованы для обнаружения изолирования. Кроме того, изолирование должно быть быстро обнаружено с минимальным возмущением реактивной мощности. Таким образом, предлагаемый метод включает в себя три основных момента: (1) поддержание частоты в нормальном рабочем диапазоне; (2) разработка надлежащих критериев для быстрого обнаружения изолирования; и эффективно (3) минимизация общего количества помех за счет адаптивной регулировки их пикового значения и времени цикла.

    Согласно исследованию зависимости между несоответствием реактивной мощности и изменением частоты после изолирования в разделе 2, кривая — показывает приблизительно линейную характеристику для периода между 49.5 Гц и 50,5 Гц. Поэтому возмущение в цикле предполагается разделить на три равные по длительности части, причем первые две части образуют симметричную треугольную форму. Соответственно частота отклоняется по симметричной треугольной форме, не выходя за ее пределы после изолирования при добавлении периодического возмущения на реактивную мощность, выдаваемую ДГ. Возмущение реактивной мощности в полном цикле можно выразить следующим образом: где и – пиковое значение и время цикла возмущения соответственно.

    Первые две части представляют собой участки подъема/опускания или опускания/подъема симметричного треугольника соответственно. От знака зависит от того, начинается ли сначала восходящая или нисходящая секция. Если положительный, то первой частью возмущения является участок подъема треугольной формы. Кроме того, пиковое значение и время цикла возмущения в этом цикле можно рассчитать по частоте в третьей части возмущения в последнем цикле. Что касается третьей части возмущения в цикле, то значение возмущения принимается равным нулю.Эта часть направлена ​​на получение значения , которое представляет собой частоту без помех после изолирования. Затем могут быть рассчитаны пиковое значение и время цикла возмущения в следующем цикле, которые подробно описаны ниже.

    Чтобы сохранить частоту в нормальном диапазоне при изолировании и уменьшить NDZ, частота, соответствующая пиковому значению помехи, устанавливается в качестве порога частоты (50,5 Гц или 49,5 Гц). Поэтому, если происходит изолирование, частота будет отклоняться от своего порога, возвращаться обратно к нему и периодически повторяться вышеупомянутый процесс.Как упоминалось в разделе 2, пиковое значение возмущения на выходе реактивной мощности будет в пределах ±5 %, если выбрано правильное пороговое значение для . Однако пиковое значение возмущения уменьшается с увеличением значения . Если близко к частотному порогу, пиковое значение возмущения будет небольшим. В этом случае метод может не обнаружить изолированность. Следовательно, частота, соответствующая пиковому значению помехи, устанавливается равной 50 Гц, когда она близка к порогу частоты (например, когда выше 50.25 Гц или ниже 49,75 Гц). Если в этом состоянии происходит изолирование, частота будет отклоняться от 50 Гц, а затем возвращаться обратно и периодически повторять вышеупомянутый процесс. Согласно (8) пиковое значение возмущения может быть рассчитано следующим образом для ДГ, работающего при коэффициенте мощности, равном единице: Что касается ДГ, генерирующего активную и реактивную мощность одновременно, то пиковое значение возмущения может быть получено следующим образом согласно (10):

    С другой стороны, время цикла возмущения также должно быть правильно рассчитано.Расчет времени цикла преследует две цели: (1) минимизация общего количества возмущений; (2) обеспечение того, чтобы абсолютное значение ROCOF было постоянным в треугольных частях возмущения, когда происходит изолирование. Предполагая, что время цикла равно 50 Гц, частота отклоняется до 50,5 Гц после одной трети времени цикла. Следовательно, абсолютное значение ROCOF равно 1,5/(Гц/с). Если не равно 50 Гц, время цикла возмущения можно получить следующим образом: Из (14) видно, что время цикла также зависит от значения и изменяется адаптивно, чтобы сократить длительность возмущения и сохранить абсолютное значение ROCOF равным 1.5/.

    Значение предварительно задано. Когда начинается первая часть возмущения в цикле, проверяется, равно ли абсолютное значение ROCOF 1,5/ или нет. Если абсолютное значение ROCOF равно 1,5/ и ситуация продолжается в течение заранее заданного времени, островность будет обнаружена неразрушающим образом по этому критерию с частотой в допустимом диапазоне. Принимая его равным 1 и установленным равным 0,3 с, адаптивное и периодическое возмущение на выходе реактивной мощности ДГ при различных значениях показано на рисунке 4.


    При применении метода к нескольким ДГ эффективность метода, основанного на вышеуказанном критерии, зависит от того, синхронны ли возмущения на выходе реактивной мощности ДГ. Если помехи синхронны, упомянутый выше критерий все еще будет удовлетворяться после того, как изолированность будет обнаружена эффективно. Однако, если помехи асинхронны, общего количества помех будет недостаточно, чтобы вызвать отклонение частоты до ее целевого значения (50.5 Гц, 49,5 Гц или 50 Гц). Соответственно абсолютное значение ROCOF будет меньше 1,5/. Следовательно, необходим дополнительный критерий для работы нескольких ДГ в случае асинхронности возмущения на основе характеристики в этой ситуации.

    Значения, рассчитанные РГ, остаются одинаковыми после разделения, поскольку РГ находятся в одной и той же системе разделения. Следовательно, пиковые значения и время цикла помех и целевое значение частоты также совпадают. При этом согласно предложенному способу возмущение в цикле должно состоять из трех частей одинаковой продолжительности.Следовательно, частота будет периодически отклоняться после изолирования, и время ее цикла всегда равно времени возмущения, независимо от того, являются ли возмущения синхронными или нет. Эта характеристика может быть использована в качестве дополнительного критерия для обнаружения изолирования, когда возмущения асинхронны при работе с несколькими ДГ. Время обнаружения с этим критерием немного больше, чем время, основанное на абсолютном значении ROCOF и его продолжительности, но оно намного меньше 2  с, как того требует стандарт IEEE.

    Таким образом, оба критерия настраиваются в DG. Если хотя бы один из обоих критериев удовлетворен, то изолирование будет обнаружено быстро и эффективно, независимо от того, синхронны ли помехи на выходе реактивной мощности обоих ДГ или нет.

    4. Эффективность предлагаемого метода при изолировании

    В этом разделе моделируются несколько исследовательских случаев в системах автоматизированного проектирования (PSCAD)/EMTDC на основе системы, показанной на рис. 1. Основные параметры системы приведены на рис. Таблица 1.Используя интерфейс управления, представленный на рисунке 2, DG работает как источник постоянного питания. Расчетное возмущение добавляется к реактивной мощности, выдаваемой ДГ. Частота составляет 50 Гц перед изолированием и устанавливается равной 0,3 с. Островная изоляция инициируется в   с. Эффективность предлагаемого метода обнаружения островков проверяется в различных условиях.

    + сопротивление

    Параметры Значения

    Сетка Напряжение 400
    Частота 50 Гц
    Сетка 0.05 Ω
    Сетка индуктивности 0,8 мГн

    Д.Г. инвертор контроллер / 0.025 / 2
    / 1,5 / 0,01
    200 кВт

    4.1. Применение на ДГ, работающем с коэффициентом мощности, равным единице

    Для проверки эффективности предлагаемого метода при его применении на ДГ, работающем с коэффициентом мощности, равным единице, разработаны три тестовых примера с различными значениями RLC-нагрузки, как показано в таблице 2. .В Случае 1 несовпадения активной и реактивной мощностей нет. В Случаях 2 и 3 имеется только несоответствие реактивной мощности. Значения резонансной частоты нагрузки в этих трех случаях различны. Частота составляет 50 Гц перед изолированием. Следовательно, возмущение, пиковое значение и время цикла которого определены равными 50 Гц, будет продолжаться некоторое время (не дольше цикла) до следующего после островка цикла. Учитывая непредсказуемость его длительности, моделируются два сценария: 1) только начинается третья часть возмущения в этом цикле; 2) первая часть возмущения в этом цикле наполовину завершена.Когда значение возмущения в этом цикле равно нулю, значение может быть получено снова. Затем можно рассчитать пиковое значение и время цикла возмущения в следующем цикле. Для ДГ, работающих с единичным коэффициентом мощности, значение равно значению при изолировании, а значение реактивной мощности ДГ также равно значению возмущения.

    9
    5 Параметры Case 9005 Case
    RLC Load 0.8 Ω 0,8 Ω 0,8 Ω
    1,0186 мГн 1,0227 мГн 1,0145 мГн
    9947,2 F 9987,1 F 9907,6 F
    50 Гц На рис.Из рисунка 5 видно, что резкое изменение потребления реактивной мощности нагрузкой (от номинального потребления реактивной мощности до 0 Вар) в случаях 2 и 3 приводит к переходным процессам частот. Значения в трех случаях составляют 50 Гц, 49,8 Гц и 50,2 Гц соответственно. Соответственно, пиковые значения возмущения в следующем цикле составляют -10 кВар (-5%), 6 кВар (3%) и -6 кВар (), а время цикла составляет 0,3 с, 0,18 с и 0,18 с. В соответствии с первыми двумя частями возмущения в цикле частота вынуждена отклоняться в треугольной форме.Когда начинается первая часть возмущения в цикле, проверяется, равно ли абсолютное значение ROCOF 5 (Гц/с) или нет. Если абсолютное значение ROCOF равно 5 и ситуация длится 10  мс, островковость обнаруживается неразрушающим образом. В этом сценарии островковость может быть обнаружена в течение 110  мс в трех случаях. Впоследствии, когда значение возмущения равно нулю, может быть реализовано преобразование стратегии управления РГ для изолированной работы микросети, чтобы избежать серьезных переходных процессов.


    На рис. 6 показаны частоты PCC и выходная реактивная мощность ДГ для трех случаев для второго сценария соответственно. Когда происходит изолирование, пиковое значение и время цикла возмущения в это время были определены в соответствии с нормальной системной частотой 50 Гц. Они не изменятся до следующего периода возмущения для всех трех случаев. Для обоих случаев 1 и 2, где значения не превышают 50 Гц, частоты находятся в пределах нормального диапазона после изолирования, а время обнаружения островков находится в пределах 60 мс.Однако значение в случае 3 составляет 50,2 Гц, а максимальная частота после изолирования достигает 50,7 Гц, что соответствует пиковому значению возмущения, рассчитанному по 50 Гц. Частота отклоняется от своего верхнего порога 50,5 Гц, и пассивный метод OFP/UFP может обнаруживать изолированность в течение 50 мс. DG преобразует свою стратегию управления для изолированной работы микросети, когда значение возмущения равно нулю в трех случаях.


    Для ситуаций, подобных случаю 3 во втором сценарии, максимальная частота должна быть как можно меньше, чтобы улучшить качество электроэнергии.Для реализации поставленной цели предлагаемый метод может быть дополнительно усовершенствован. Когда обнаруживается, что частота только начинает превышать 50,5 Гц, фиксируется значение помехи в это время. Затем некоторое время поддерживается значение возмущения. Продолжительность такой ситуации можно рассчитать следующим образом:

    По усовершенствованному методу частоты КПЧ и выходная реактивная мощность ДГ трех вариантов во втором сценарии показаны на рисунке 7. По сравнению с частотой варианта 3, как показано на рисунке 6, она приблизительно равна 50.5 Гц после переходного процесса. Следовательно, улучшенный метод может гарантировать лучшее качество электроэнергии для ситуаций, подобных случаю 3 во втором сценарии.


    4.2. Применение на ДГ, генерирующих активную и реактивную мощность одновременно

    Целью данной части является проверка эффективности предлагаемого метода при его применении на ДГ, генерирующих активную и реактивную мощность одновременно. Как показано в таблице 3, также разработаны три тестовых случая с различными значениями реактивной мощности ДГ.Эти значения представляют собой выходную реактивную мощность ДГ без учета помех. Коэффициент мощности нагрузки RLC установлен равным 0,95 при номинальной активной и реактивной мощности, равной 200 кВт и 65,74 кВар соответственно. Поэтому значения различны в этих трех случаях из-за разных несоответствий реактивной мощности. Как и в разделе 4.1, в этой части моделируются оба сценария.

    30 Параметры 9005 Case 9005 Case
    9
    RLC Load
    5 9005 65.74 KVAR 65 68.74 KVAR 5 62,74 KVAR
    0.8 Ω 0,8 Ω 0,8 Ω
    0,9539 мГн 0,9539 мГн 0,9539 мГн
    9315,03 F 9315,03 F 9315,03 F

    DG реактивная выходная мощность

    9

    9
    99

    На рис. 8 иллюстрирует частоты PCC и выпуск реактивной мощности DG из трех случаев в первом сценарии .Значения трех случаев составляют 50 Гц, 49,84 Гц и 50,14 Гц соответственно. Соответственно, пиковые значения возмущений в следующем цикле составляют -10 кВар (-5% ), 6,8 кВар (3,4% ) и -7,2 кВар (), а время цикла возмущений составляет 0,3 с, 0,204 с, и 0,216 с. При этом видно, что абсолютные значения ROCOF в трех случаях равны 5 (Гц/с), когда первые части возмущений следующего цикла начинаются после островков, а длительность этих ситуаций превышает 10 мс. .Таким образом, в этих трех тестовых случаях выделение островов может быть эффективно обнаружено в течение 110  мс.


    С другой стороны, на рисунке 9 показаны частоты PCC и выходная реактивная мощность DG для трех случаев во втором сценарии соответственно. Как и во втором сценарии в разделе 4.1, частоты случаев 1 и 2 находятся в пределах их нормальных диапазонов. Абсолютные значения ROCOF равны 5 (Гц/с) во время вторых частей возмущений после островковости, а длительность этих ситуаций превышает 10 мс.Следовательно, изолированность может быть эффективно обнаружена в пределах 60  мс в случаях 1 и 2. Кроме того, частота случая 3 отклоняется от своего верхнего порога, и изолированность может быть обнаружена с помощью пассивного метода OFP/UFP. Значение частоты примерно равно 50,5 Гц после переходного процесса усовершенствованным методом, после чего частота сохраняется в пределах нормы.


    4.3. Работа с несколькими ДГ

    Согласно результатам моделирования в разделе 4.1 и 4.2, методы могут эффективно обнаруживать изолированность ДГ, работающей либо с единичным коэффициентом мощности, либо одновременно генерирующей активную и реактивную мощности в обоих сценариях. Поэтому работоспособность предложенного метода проверяется только на системе с обоими ДГ, работающими при единичном коэффициенте мощности в этой части. Оба DG подключаются со своей локальной нагрузкой соответственно, а затем соединяются вместе на PCC. Параметры локальной нагрузки RLC такие же, как и в случае 1 раздела 4.1. Кроме того, учитывая, что возмущения на выходе реактивной мощности обоих ДГ могут быть асинхронными, в этой части также моделируются два сценария: (1) возмущения на выходе реактивной мощности обоих ДГ синхронны; 2) возмущение по реактивной мощности одного ДГ отстает на 0,03 с (0,1) от возмущения по реактивной мощности другого.

    На рис. 10 представлены частота, а также отдельная и суммарная реактивная мощность обоих ДГ в первом сценарии соответственно.Из-за нарушения синхронизации частота может отклоняться до своего порога 50,5 Гц, а абсолютное значение ROCOF равно 5 (Гц/с). Таким образом, для этого сценария выделение островов может быть обнаружено в течение 110  мс.


    На рис. 11 представлены частота, а также отдельная и суммарная реактивная мощность обоих ДГ во втором сценарии соответственно. Когда происходит изолирование, происходит резкое изменение потребления реактивной мощности нагрузкой (от 0 Var до текущего значения полной реактивной мощности).Поэтому частота проходит через переходный процесс. Кроме того, общей суммы возмущений недостаточно для принудительного отклонения частоты до 50,5 Гц, так как возмущения на выходе реактивной мощности обоих ДГ асинхронны. Из рисунка 11 видно, что при запуске треугольных волновых частей возмущений частота периодически отклоняется с периодом цикла, равным 0,3 с. Для этого сценария островковость может быть обнаружена в течение 400 мс, что все еще намного меньше, чем 2 с, требуемых стандартом.


    5. Заключение

    В соответствии с зависимостью между несоответствием реактивной мощности и отклонением частоты в данной статье предлагается метод неразрушающего изолированного обнаружения, основанный на адаптивных и периодических возмущениях на выходе реактивной мощности ДГ. Возмущение в цикле состоит из трех частей. Первые две части образуют симметричную треугольную форму. Соответственно, частота отклоняется в симметричной треугольной форме, когда происходит изолирование.Эта конструкция гарантирует, что частота находится в нормальном диапазоне во время изоляции. Величина третьей части возмущения равна нулю. В соответствии с частотой в этой части возмущение в следующем цикле может адаптивно регулировать свое пиковое значение и время цикла.

    Таким образом, общая сумма помех минимальна. Абсолютное значение ROCOF постоянно во время изолирования, что можно использовать в качестве критерия для быстрого обнаружения островков. Впоследствии, когда значение возмущения равно нулю, может быть реализовано преобразование стратегии управления РГ для изолированной работы микросети, чтобы избежать серьезных переходных процессов.Кроме того, метод имеет универсальный характер. Его можно применять на ДГ, работающих как с единичным коэффициентом мощности, так и вырабатывающих активную и реактивную мощности одновременно. Кроме того, он также эффективно работает для системы с несколькими РГ.

    Конфликт интересов

    Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов в связи с публикацией данной статьи.

    Благодарности

    Эта работа была частично поддержана Национальной программой фундаментальных исследований Китая (Программа 973) (№.2009CB219704), частично Национальным фондом естественных наук Китая (№ 51177108), частично Специализированным исследовательским фондом докторской программы высшего образования Китая для новых учителей (№ 2012003212-0085) и частично проект при поддержке специальных научно-исследовательских фондов по докторантуре высшего учебного заведения (№ 20110032110066).

    Плохой коэффициент мощности? — Причина увеличения размера вашего инвертора

    В предыдущем блоге мы обсуждали некоторые веские причины увеличения размера вашего фотоэлектрического массива.В этом блоге мы обсудим, как, увеличив мощность вашего инвертора, вы можете исправить низкий коэффициент мощности на объекте.

     

    Электричество, используемое в наших домах и на предприятиях, представляет собой ( почти всегда ) переменный ток. Проще говоря, напряжение и ток, которые передаются по электросети в виде синусоидальной волны со средним значением 0. Когда эти формы тока и напряжения идеально синхронизированы во времени, они имеют коэффициент мощности, равный 1, или чистую активную мощность.

     

    Пример чистой активной мощности (слева) с током и напряжением, точно совпадающими по фазе, и чистой реактивной мощности (справа) с током и напряжением, совершенно не совпадающими по фазе.

     

    Когда мы потребляем электричество ( в насосах, холодильниках, светильниках и т. д. ), кривые тока и напряжения могут не совпадать. Это приведет к коэффициенту мощности ≠ 1. По мере того, как коэффициент мощности объекта будет отдаляться от 1, они, как правило, будут нести повышенную плату за качество энергоснабжения от своего поставщика электроэнергии. Именно здесь ваш инвертор SMA может помочь вам сэкономить еще больше денег. Используя встроенную функцию поддержки сети инвертора SMA, вы можете скорректировать плохой коэффициент мощности, подав реактивную мощность, а также активную мощность, и, следовательно, уменьшить компонент платы за качество сети в вашем счете за электроэнергию.Часто это может быть дешевле, чем использование дополнительного оборудования для коррекции коэффициента мощности, такого как батареи конденсаторов. Часто активная мощность так же ценна для объекта, как и реактивная мощность для корректировки коэффициента мощности. Это создает финансовый стимул для увеличения размера инвертора.

     

    Насколько мне следует увеличить размер инвертора?

    Поскольку это абстрактное понятие для многих системных проектировщиков и установщиков, давайте рассмотрим пример.

    Во-первых, нам нужно понять взаимосвязь между АКТИВНОЙ, РЕАКТИВНОЙ и ПОЛНОЙ мощностью.Полная мощность состоит из активной и реактивной мощности, двух различных типов мощности, существующих только в своей чистой природе. Поскольку активная и реактивная мощности не связаны между собой, невозможно преобразовать один тип мощности в другой. Графической моделью такой зависимости является декартова система координат с активной мощностью по оси x и реактивной мощностью по оси y. Эти 3 типа мощности связаны вместе в соответствии с теоремой Пифагора, как показано на следующей диаграмме.

     

    Соотношение между полной, активной и реактивной мощностью.

     

    Теперь предположим, что у нас есть объект, который потребляет 80 кВт активной мощности с коэффициентом мощности 0,85 из-за некоторых индуктивных нагрузок, таких как насосы и двигатели. Это приведет к следующему соотношению:

     

    Потребляемая мощность без коррекции коэффициента мощности или выработки

     

    Теперь предположим, что объекту необходимо скорректировать коэффициент мощности до 0,90, а также снизить активное энергопотребление примерно на 60 %.Если мы начнем с солнечной системы мощностью 60 кВт (фотоэлектрическая батарея мощностью 60 кВт, инвертор мощностью 60 кВт), и эта система будет генерировать энергию с cos(φ) равным 1,0, мы получим следующее энергопотребление. Мы видим, что если бы мы ничего не изменили в работе солнечной системы, это могло бы фактически значительно ухудшить коэффициент мощности объекта ( и, следовательно, плата за качество электроэнергии ) с точки зрения коммунальной службы.

     

    Потребляемая мощность при генерации при cosphi 1,0

     

    Теперь давайте задействуем солнечную систему с cos (φ), равным 0.82, чтобы попытаться скорректировать коэффициент мощности сайта. У нас были бы следующие соотношения потребления и генерации:

     

    Потребляемая мощность с выработкой при cosphi 0,82

     

    Тогда результирующее энергопотребление сайта будет следующим:

     

    Результирующая потребляемая мощность с инверторами, корректирующими коэффициент мощности

     

    Затем мы могли бы рассмотреть вопрос о реализации функции cos(φ), подобной следующей, которая поможет гарантировать, что по мере увеличения выходной мощности солнечной системы она будет изменять свой cos(φ), чтобы компенсировать коэффициент мощности объекта.

     

    Динамическая функция cosphi для помощи в корректировке низкого коэффициента мощности объекта

     

    В этом примере нам требуется мощность инвертора 60 кВА, но только 49 кВт выработки активной мощности, а это означает, что мы можем увеличить размер наших инверторов примерно на 20% по сравнению с размером нашей фотоэлектрической батареи. Инверторы SMA могут генерировать реактивную мощность без использования активной мощности. В рамках SMA эта возможность называлась Q @ Night ( , подробнее о Q @ Night здесь ).

     

    Заключение

    Увеличивая мощность инверторов, вы получаете резервную мощность реактивной мощности, которую можно использовать без ущерба для выработки активной мощности. Использование встроенных функций поддержки сети в инверторах SMA, таких как динамическая функция cos(φ), может помочь улучшить коэффициент мощности объекта и, в свою очередь, помочь снизить плату за качество сети, которую потребитель может понести от своего поставщика электроэнергии.

     

    Подробнее об этой теме можно прочитать в техническом справочнике SMA Интеграция фотоэлектрических сетей .

     

    Контроль активной мощности для смягчения отклонений напряжения и частоты для интеллектуальной сети с использованием интеллектуальных фотоэлектрических инверторов

    Автор

    Перечислено:
    • Хауладер, Абдул Мотин
    • Садояма, Стейси
    • Руз, Леон Р.
    • Чен, Ян

    Abstract

    Крупномасштабное развертывание переменных возобновляемых источников энергии, таких как фотоэлектрические (PV) системы, растет во всем мире.Фотоэлектрические системы являются потенциальным источником чистой энергии, но они испытывают перебои в подаче электроэнергии и не поддаются контролю. Тем не менее, интеллектуальные инверторы PV обеспечивают удобные для сети функции, которые контролируют выходную мощность фотоэлектрических систем. Перебои питания фотоэлектрических систем вызывают серьезные проблемы, такие как колебания напряжения и отклонения частоты в электросети. Вместе с переменными нагрузками и другими возобновляемыми распределенными генерациями становится трудно управлять частотой и напряжением сети. Интеллектуальный фотоэлектрический инвертор позволяет использовать системы ограничения активной мощности, вольт-ватт и частоты-ватт для смягчения отклонений напряжения и частоты для интеллектуальной энергосистемы.Таким образом, интеллектуальные фотоэлектрические инверторы могут сократить количество установок устройств контроля напряжения и частоты в электросети, что, в свою очередь, может снизить затраты на установку и техническое обслуживание. В этой статье представлен анализ в режиме реального времени ограничения активной мощности, управления вольт-ватт, управления частотой-ватт с использованием интеллектуальных фотоэлектрических инверторов и их влияния на напряжение и частоту. Операции по отключению электроэнергии проводились в зонах с низким и высоким проникновением фотоэлектрических систем. Согласно экспериментальному анализу, распределенные отклонения напряжения можно смягчить с помощью систем ограничения активной мощности и вольт-ваттного регулирования, а повышенную частоту электрической сети можно уменьшить с помощью частотно-ваттного метода регулирования.В этой статье также оцениваются характеристики контроллера интеллектуальных фотоэлектрических инверторов. Экспериментальный анализ был выполнен в рамках проекта Maui Advanced Solar Initiative Project.

    Рекомендуемое цитирование

  • Хоуладер, Абдул Мотин и Садояма, Стейси и Руз, Леон Р. и Чен, Ян, 2020 г. « Контроль активной мощности для смягчения отклонений напряжения и частоты для интеллектуальной сети с использованием интеллектуальных фотоэлектрических инверторов «, Прикладная энергия, Elsevier, vol. 258 (С).
  • Дескриптор: RePEc:eee:appene:v:258:y:2020:i:c:s0306261919316873
    DOI: 10.1016/j.apenergy.2019.114000

    Скачать полный текст от издателя

    Поскольку доступ к этому документу ограничен, вы можете поискать другую его версию.

    Каталожные номера указаны в IDEAS

    1. Тэн, Фей и Му, Юнфэй и Цзя, Хунцзе и Ву, Цзяньчжун и Цзэн, Пинлян и Штрбак, Горан, 2017 г. « Проблемы управления первичной частотой и потенциальное решение от электромобилей в будущей системе электроснабжения Великобритании «, Прикладная энергия, Elsevier, vol.194(С), страницы 353-362.
    2. Дрейди, Мохаммад и Мохлис, Х. и Мехилеф, Саад, 2017 г. « Методы инерционной характеристики и управления частотой для возобновляемых источников энергии: обзор «, Обзоры возобновляемых и устойчивых источников энергии, Elsevier, vol. 69(С), страницы 144-155.
    3. Луо, Лизи и Гу, Вэй и Чжан, Сяо-Пин и Цао, Ге и Ван, Вэйцзюнь и Чжу, Ган и Ю, Динцзюнь и Ву, Чжи, 2018 г. » Оптимальное размещение и размер распределенной генерации в распределительных системах с фотоэлектрической солнечной фермой, используемой в качестве STATCOM (PV-STATCOM) ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol.210(С), страницы 1092-1100.
    4. Хоуладер, Абдул Мотин и Садояма, Стейси и Руз, Леон Р. и Сепаси, Саид, 2018 г. » Распределенное регулирование напряжения с использованием управления вольт-варом интеллектуального фотоэлектрического инвертора в интеллектуальной сети: экспериментальное исследование ,» Возобновляемые источники энергии, Elsevier, vol. 127(С), страницы 145-157.
    5. Litjens, G.B.M.A. и Уоррелл, Э., и ван Сарк, WGJHM, 2018. » Экономические выгоды от сочетания повышения собственного потребления с обеспечением резервов восстановления частоты с помощью систем фотоэлектрических батарей ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol.223(С), страницы 172-187.
    6. Джаннесар, Мохаммад Расол и Седиги, Алиреза и Савагеби, Мехди и Герреро, Хосеп М., 2018 г. « Оптимальное размещение, размер и ежедневная зарядка/разрядка аккумулятора энергии в распределительной сети низкого напряжения с высоким проникновением фотогальванической энергии ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol. 226(С), страницы 957-966.
    7. Ранавира, Ироми и Мидтгард, Оле-Мортен и Корпас, Магнус, 2017 г. « Распределенная схема управления аккумуляторными батареями для жилых помещений в сочетании с фотоэлектрическими системами «, Возобновляемые источники энергии, Elsevier, vol.113(С), страницы 1099-1110.
    8. Ли, Цзяньвэй и Сюн, Руи и Ян, Цинцин и Лян, Фей и Чжан, Мин и Юань, Вейцзя, 2017 г. « Проектирование/испытание гибридной системы накопления энергии для управления первичной частотой с использованием метода динамического спада в изолированной энергосистеме микросети «, Прикладная энергия, Elsevier, vol. 201(С), страницы 257-269.
    9. Чжан, Лу и Шен, Чен и Чен, Ин и Хуан, Шаовей и Тан, Вэй, 2018 г. « Согласованное размещение распределенной генерации, конденсаторных батарей и точек плавного открытия в активных распределительных сетях с учетом результатов диспетчеризации ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol.231(С), страницы 1122-1131.
    10. Сюй, Сюй и Ли, Цзяюн и Сюй, Чжао и Чжао, Цзянь и Лай, Чун Синг, 2019 г. » Повышение пропускной способности фотоэлектрических систем — стохастический подход к оптимальному планированию устройств статической компенсации реактивной мощности в распределительных сетях ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol. 238(С), страницы 952-962.
    11. Лю, Хуэй и Хуан, Кай и Ван, Ни и Ци, Цзюньцзянь и Ву, Цювэй и Ма, Шиконг и Ли, Канбин, 2019 г. « Оптимальная диспетчеризация для участия электромобилей в частотном регулировании на основе погрешности территориального регулирования и требования территориального регулирования ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol.240(С), страницы 46-55.
    Полные ссылки (включая те, которые не соответствуют элементам в IDEAS)

    Цитаты

    Цитаты извлекаются проектом CitEc, подпишитесь на его RSS-канал для этого элемента.


    Процитировано:

    1. Хосе Роберто Разо-Эрнандес и Исмаэль Урбина-Салас и Гильермо Тапиа-Тиноко и Хуан Пабло Амескита-Санчес и Мартин Вальтьерра-Родригес и Давид Гранадос-Либерман, 2020. « Улучшенная производительность PMU M-класса на основе модели компенсации амплитуды для широких частотных отклонений », Математика, МДПИ, вып.8(8), страницы 1-21, август.
    2. Ма, Вэй и Ван, Вэй и Чен, Чжэ и Ву, Сюэчжи и Ху, Руонань и Тан, Фэн и Чжан, Вейге, 2021 г. « Методы регулирования напряжения для активных распределительных сетей с учетом оптимизации реактивной мощности подстанций «, Прикладная энергия, Elsevier, vol. 284 (С).
    3. А.С. Джамиль Хассан, Умар Мариккар и Г.В. Касун Прабхат, Арани Балачандран, У. Г. Чаминда Бандара, Паракрама Б. Эканаяке и Рошан И.Годалиядда и Джанака Б. Эканаяке, 2021 г. » Подход с использованием матрицы чувствительности с использованием двухэтапной оптимизации для регулирования напряжения в сетях низкого напряжения с высоким проникновением фотоэлектрических модулей ,» Энергии, МДПИ, вып. 14(20), страницы 1-24, октябрь.
    4. Гонг, Ю и Лю, Пан и Лю, Йини и Хуанг, Канди, 2021 г. » Интервал надежной работы крупномасштабной гидрофотоэлектрической энергосистемы для преодоления чрезвычайных ситуаций ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol. 290(С).
    5. Рехман, Обейд Ур и Хан, Шахид А.и Джавид, Надим, 2021 г. » Развязанная сеть между зданием и сетью передачи для поддержки частот в фотоэлектрических системах с преобладанием сети ,» Возобновляемые источники энергии, Elsevier, vol. 178(С), страницы 930-945.
    6. Чен, Сяоян и Ду, Ян и Лим, Энджи и Вен, Хуэйцин и Ян, Ке и Киртли, Джеймс, 2020 г. » Скорости нарастания мощности фотоэлектрических систем коммунального масштаба при прохождении облаков: эмуляция на уровне модуля с моделированием облачной тени ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol. 268 (С).
    7. Инь, Линьфэй и Чжао, Лулинь, 2021 г.» Отклоняемое глубокое дифференциальное динамическое программирование для интегрированной диспетчеризации генерации в режиме реального времени и управления микросетями ,» Энергия, Эльзевир, том. 225(С).
    8. Кан, Цзя-Нин и Вэй, И-Мин и Лю, Лан-Цуй и Хань, Ронг и Ю, Би-Ин и Ван, Цзинь-Вэй, 2020 г. « Энергетические системы для смягчения последствий изменения климата: систематический обзор », Прикладная энергия, Elsevier, vol. 263 (С).

    Наиболее похожие товары

    Это элементы, которые чаще всего цитируют те же работы, что и этот, и цитируются теми же работами, что и этот.
    1. Фернандес-Гильямон, Ана и Гомес-Ласаро, Эмилио и Мульджади, Эдуард и Молина-Гарсия, Анхель, 2019 г. » Энергосистемы с высокими возобновляемыми источниками энергии: обзор стратегий управления инерцией и частотой с течением времени ,» Обзоры возобновляемых и устойчивых источников энергии, Elsevier, vol. 115(С).
    2. Melo, S.P. & Brand, U. & Vogt, T. & Telle, J.S. и Шульдт, Ф. и Мэйделл, К.В., 2019. « Первичное регулирование частоты, обеспечиваемое гибридной аккумуляторной батареей и системой энергоснабжения ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol.233, страницы 220-231.
    3. Хирасе, Юко и Абэ, Кенсё и Сугимото, Казусигэ и Сакимото, Кеничи и Беврани, Хасан и Исэ, Тошифуми, 2018 г. « Новый подход к управлению виртуальными синхронными генераторами для подавления колебаний частоты и напряжения в микросетях «, Прикладная энергия, Elsevier, vol. 210(С), страницы 699-710.
    4. Пабло Фернандес-Бустаманте, Оскар Барамбонес, Исидро Кальво, Кристиан Наполе и Мохамед Дербели, 2021 г. « Предоставление частотной характеристики ветряных электростанций: обзор «, Энергии, МДПИ, вып.14(20), страницы 1-24, октябрь.
    5. Лопес А. и Огаяр Б. и Эрнандес Дж. К. и Сутил Ф. С., 2020. « Обследование и оценка технико-экономических особенностей оказания услуг по управлению частотами бытовыми потребителями «, Энергетическая политика, Elsevier, vol. 146(С).
    6. Акрам, Умер и Надараджа, Митуланантан и Шах, Ракибуззаман и Милано, Федерико, 2020 г. « Обзор быстродействующих технологий накопления энергии для регулирования частоты в современных энергосистемах «, Обзоры возобновляемых и устойчивых источников энергии, Elsevier, vol.120(С).
    7. Джонсон, Сэмюэл К. и Родс, Джошуа Д. и Уэббер, Майкл Э., 2020 г. » Понимание влияния несинхронной ветровой и солнечной генерации на стабильность сети и определение путей смягчения последствий ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol. 262 (С).
    8. Гомес-Гонсалес, М. и Эрнандес, Дж. К., Вера, Д. и Хурадо, Ф., 2020 г. » Оптимальный размер и график мощности в домашних хозяйствах-производителях фотоэлектрических систем для улучшения собственного потребления фотоэлектрических систем и обеспечения резерва сдерживания частоты ,» Энергия, Эльзевир, том.191(C).
    9. Li, Yinxiao & Wang, Yi & Chen, Qixin, 2020. » Study on the impacts of meteorological factors on distributed photovoltaic accommodation considering dynamic line parameters ,» Applied Energy, Elsevier, vol. 259(C).
    10. Shi, Jing & Xu, Ying & Liao, Meng & Guo, Shuqiang & Li, Yuanyuan & Ren, Li & Su, Rongyu & Li, Shujian & Zhou, Xiao & Tang, Yuejin, 2019. » Integrated design method for superconducting magnetic energy storage considering the high frequency pulse width modulation pulse voltage on magnet ,» Applied Energy, Elsevier, vol.248(С), страницы 1-17.
    11. Ли, Дж. и Берар, Жан-Филипп и Разеги, Г. и Самуэльсен, С., 2020 г. » Максимальное увеличение пропускной способности PV распределительной фидерной микросети ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol. 261 (С).
    12. Эрнандес, Х.К., Санчес-Сутил, Ф., Муньос-Родригес, Ф.Дж., и Байер, Ч.Р., 2020. » Оптимальная стратегия определения размера и управления для домашних хозяйств-потребителей фотоэлектрических систем с повышением собственного потребления / достаточности и обеспечением резерва сдерживания частоты ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol.277 (С).
    13. Ашиш Шреста и Франсиско Гонсалес-Лонгатт, 2021 г. «Проблемы стабильности частоты и возможности исследования в энергосистеме с преобладанием преобразователя », Энергии, МДПИ, вып. 14(14), страницы 1-28, июль.
    14. Латиф, Абдул и Хуссейн, С.М. Сухайл и Дас, Дулал Чандра и Устун, Таха Селим, 2020 г. « Современные контроллеры и программные вычислительные технологии для управления регулируемой частотой нагрузки одно-/многозональных энергосистем на основе традиционных и возобновляемых источников энергии », Прикладная энергия, Elsevier, vol.266 (С).
    15. Гуй, Юнхао и Вей, Баозе и Ли, Миншен и Герреро, Хосеп М. и Васкес, Хуан С., 2018 г. » Координированное управление на основе пассивности для изолированной микросети переменного тока ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol. 229(С), страницы 551-561.
    16. Гвидо К. Герреро-Лике, Сантьяго Овьедо-Касадо, Х. М. Санчес-Лозано, М. Сокорро, Гарсия-Каскалес, Хавьер Прайор и Антонио Урбина, 2018 г. « Определение оптимального размера фотоэлектрических систем с использованием многокритериальных методов принятия решений », Устойчивое развитие, MDPI, vol.10(12), страницы 1-18, декабрь.
    17. Шафкат Джавад и Джуньонг Лю, 2020 г. « Планирование и эксплуатация услуг по зарядке электромобилей с взаимозависимыми сетями электроснабжения и транспортными сетями: обзор текущего сценария и будущих тенденций », Энергии, МДПИ, вып. 13(13), страницы 1-24, июль.
    18. Гуэльпа, Элиза и Биски, Альдо и Верда, Витторио и Чертков, Майкл и Лунд, Хенрик, 2019. « На пути к будущей инфраструктуре для устойчивых многоэнергетических систем: обзор », Энергия, Эльзевир, том.184(С), страницы 2-21.
    19. Ло, Лизи и Ву, Чжи и Гу, Вэй и Хуан, Хе и Гао, Сун и Хань, июнь 2020 г. « Координированное распределение ресурсов распределенной генерации и станций зарядки электромобилей в распределительных системах с взаимодействием транспортных средств и сети », Энергия, Эльзевир, том. 192(С).
    20. Юн, Квансук и Ли, Сан Су и Ок, Ён Сик и Квон, Эйлханн Э. и Сон, Хочхоль, 2019 г. » Улучшение синтез-газа для производства h3 путем каталитического пиролиза апельсиновой корки с использованием CO2 и остатка боксита ,» Прикладная энергия, Elsevier, vol.254 (С).

    Исправления

    Все материалы на этом сайте предоставлены соответствующими издателями и авторами. Вы можете помочь исправить ошибки и упущения. При запросе исправления укажите дескриптор этого элемента: RePEc:eee:appene:v:258:y:2020:i:c:s0306261919316873 . См. общую информацию о том, как исправить материал в RePEc.

    По техническим вопросам, касающимся этого элемента, или для исправления его авторов, названия, реферата, библиографической информации или информации для загрузки, обращайтесь: .Общие контактные данные провайдера: http://www.elsevier.com/wps/find/journaldescription.cws_home/405891/description#description .

    Если вы создали этот элемент и еще не зарегистрированы в RePEc, мы рекомендуем вам сделать это здесь. Это позволяет связать ваш профиль с этим элементом. Это также позволяет вам принимать потенциальные ссылки на этот элемент, в отношении которых мы не уверены.

    Если CitEc распознал библиографическую ссылку, но не связал с ней элемент в RePEc, вы можете помочь с помощью этой формы .

    Если вы знаете об отсутствующих элементах, ссылающихся на этот, вы можете помочь нам создать эти ссылки, добавив соответствующие ссылки таким же образом, как указано выше, для каждого ссылающегося элемента. Если вы являетесь зарегистрированным автором этого элемента, вы также можете проверить вкладку «Цитаты» в своем профиле RePEc Author Service, так как некоторые цитаты могут ожидать подтверждения.

    По техническим вопросам относительно этого элемента или для исправления его авторов, названия, реферата, библиографической информации или информации для загрузки обращайтесь: Кэтрин Лю (адрес электронной почты доступен ниже).Общие контактные данные провайдера: http://www.elsevier.com/wps/find/journaldescription.cws_home/405891/description#description .

    Обратите внимание, что фильтрация исправлений может занять пару недель. различные услуги RePEc.

    Типовые требования к управлению фотоэлектрическими объектами

    Контроллер электростанции (PPC) используется для регулирования и управления сетевыми инверторами, устройствами и оборудованием на солнечной фотоэлектрической станции, чтобы соответствовать заданным уставкам и изменять параметры сети в точке соединения (POI).Операторы объекта могут передавать эти уставки и параметры на PPC либо напрямую, либо, что чаще всего, через систему SCADA.

     

    По сути, PPC — это средство управления поведением предприятия с точки зрения уровня производства, дохода, соответствия требованиям и стабильности сети.

     

    Хотя конкретные требования зависят от системы, большинство PPC могут регулировать эти параметры:

    • Напряжение
    • Частота
    • Реактивная мощность
    • Активная мощность
    • Коэффициент мощности
    • Управление рампой

    Есть также приложения для обслуживания.Используя PPC, операторы могут выполнять дистанционные пуски/остановки или другие действия по устранению неполадок на инверторах, устройствах слежения, выключателях и другом оборудовании, чтобы помочь выездным техникам.

     

    Когда требуется PPC для солнечной фотоэлектрической установки?

     

    Чем больше завод, тем выше вероятность требования PPC.

     

    Электростанции коммунального масштаба имеют соглашения о покупке электроэнергии (PPA) и соглашения о присоединении (IA), которые прямо требуют возможности ограничения или контроля до определенного коэффициента мощности.Эти функции требуют PPC. На предприятиях с меньшей мощностью, на которые не распространяются эти соглашения, обычно просто включают инверторы и заводское оборудование и позволяют им самостоятельно регулировать свою мощность.

     

    Несмотря на отсутствие стандартизированного порога мощности, для большинства объектов с мощностью выше 10 МВт требуется контроллер установки. Тем не менее, есть также некоторые сайты, мощность которых чуть выше 5 мегаватт. Как только объект достигает 15 или 20 мегаватт, потребность в контроллере установки становится обычным явлением.

     

    В чем разница между контроллером на базе ПЛК и контроллером на базе ПК?

    Программируемый логический контроллер (ПЛК) — это аппаратное обеспечение, которое управляет устройствами или процессами на основе предварительно запрограммированной логики с обратной связью. Контроллер на базе ПК — это программное обеспечение, установленное на сервере или ПК, которое может работать в Windows, Linux или другой операционной системе (ОС).

     

    В Nor-Cal Controls мы преимущественно предлагаем аппаратные контроллеры GE PLC для наших систем.Мы рассуждаем так: если сервер или ПК скомпрометирован и выйдет из строя, контроллер на базе ПК больше не будет неповрежденным, функциональным или работоспособным. Это может вызвать проблемы с несоблюдением PPA или IA. Обычный ПЛК может продолжать работать, даже если сервер выходит из строя благодаря запрограммированной автоматической функции.

     

    Однако первоначальная стоимость физических ПЛК выше, чем контроллеров на базе ПК.

     

    Требуется ли для PPC только необходимое аппаратное обеспечение или необходимо еще и программное обеспечение?

    Для PPC обычно требуется как аппаратное, так и программное обеспечение.

    Для PPC Nor-Cal Controls большую часть времени мы включаем в серверы специальное программное обеспечение контроллера. Это основной вариант, который мы предоставляем нашим клиентам — аппаратные программные ключи или программные токены для наших систем GE.

    Однако есть и другие варианты, такие как интеграция USB-ключа hasp на серверы. Это позволяет нам предоставлять временный ключ для обновления и управления программным обеспечением PPC. Это полезно, если, например, на объект необходимо отправить технического специалиста.

     

    Каковы типичные требования к управлению солнечными фотоэлектрическими объектами?

    Типичными требованиями к управлению являются все, что связано с производством, выраженное в мегаваттах и ​​мегаварах (активная и реактивная мощность).

     

    В оптимальном случае солнечная фотоэлектрическая установка выглядит для сети как единый унифицированный источник энергии. Цель состоит в том, чтобы максимизировать выходную мощность (и, следовательно, доход) при поддержке стабильной и надежной сети. Установки могут достичь этого, регулируя активную и реактивную мощность с помощью следующих элементов управления.

     

    Активный контроль мощности (APC)

    Допустим, у вас есть фотоэлектрическая солнечная электростанция мощностью 100 мегаватт, но вам необходимо временно сократить производство до нового заданного значения в 50 мегаватт. Новая уставка вводится через систему SCADA, что побуждает PPC взаимодействовать с полевыми инверторами, устройствами и оборудованием для снижения производительности и достижения этой новой уставки.

     

    Это особенно важно для заводов в Калифорнии, участвующих в энергетическом рынке в режиме реального времени через Автоматизированную диспетчерскую систему (ADS) CAISO.Заводы должны иметь возможность реагировать на запросы ISO о сокращении производства и соблюдать требования по наращиванию производства.

     

    Регулятор частоты

    Это напрямую связано с реальной выходной мощностью солнечной фермы. Управление частотой регулирует активную мощность в ответ на высокочастотные или низкочастотные события.

     

    Автоматическая регулировка напряжения (АРН)

    Почти все коммунальные предприятия и ISO требуют, чтобы установки оставались в пределах определенного диапазона напряжения, чтобы поддерживать стабильность сети.Это делается путем регулирования реактивной мощности посредством управления АРН. Требования немного различаются в зависимости от местоположения и юрисдикции.

     

    Контроль коэффициента мощности

    Управление коэффициентом мощности является дополнительным требованием при управлении реактивной мощностью, чтобы убедиться, что установка может придерживаться опережающего и отстающего коэффициента мощности 0,95.

     

    Регулятор реактивной мощности

    Регулирование реактивной мощности включает в себя регулирование прямой реактивной мощности солнечной электростанции и инверторов, выраженной в килоВАр (кВАр) и мегаварах (МВАР).

     

    В какой момент вы должны определить автоматическое управление по сравнению с ручным управлением?

    Большинство функций управления солнечной электростанцией можно автоматизировать. Однако есть определенные функции, которые не должны или не могут быть автоматизированы.

     

    Например, когда необходимо включить выключатель на подстанции, эту задачу следует выполнять вручную (лично или через интерфейс SCADA). Возможно, потребуется вывести завод из-под автоматического управления для проведения технического обслуживания.Если выездным специалистам необходимо устранить неполадки в конкретных инверторах или устройствах слежения, заменить инверторы или системы слежения или заменить компоненты, завод должен работать в ручном режиме.

     

    Существуют ли какие-либо ограничения управления на основе локальных устройств, выбранных для проекта?

    Большинство сайтов, которые используют нашу PPC, могут работать таким же образом. Ограничений не так много.

    Необходимо, чтобы КПП взаимодействовал с инверторами разных марок (SMA, TMEIC, Power Electronic и т.д.).).

     

    Каждый из них имеет немного разные элементы управления в своей системе. Некоторые из них будут иметь лучшую функциональность и будут более реагировать на наши команды PPC. На данный момент существуют некоторые ограничения для каждого устройства, но никогда ничего, что ограничивало бы базовые режимы управления или способность удовлетворять необходимые требования.

     

    В какой момент следует рассмотреть возможность улучшения настройки сайта проекта? Нужны ли они?

    Улучшения в настройке могут потребоваться, если после того, как сайт подключился к сети и начал производить электроэнергию, что-то пойдет не так, например, некоторые инверторы начнут работать странно или установка начнет работать немного иначе, чем ожидалось.

     

    Возможно, завод слишком медленно или недостаточно быстро разгоняется. Возможно, напряжение не совсем соответствует заданному значению и нуждается в повышении. Эти сценарии могут потребовать усовершенствований настройки.

     

    Иногда поставщики O&M запрашивают обновления для настройки элементов управления в соответствии с их требованиями или ожиданиями.

     

    Требования к настройке также могут измениться, если утилита обновит свои требования или сделает другой запрос владельцам солнечной фермы.Например, коммунальное предприятие может ужесточить свои требования. Это требует, чтобы операторы и владельцы немного по-другому настраивали свои установки и контроллеры установок, чтобы они могли соответствовать этим новым требованиям.

     

    Как Nor-Cal может помочь EPC и владельцам выполнить любые требования к объему PPC для конкретного проекта?

    Nor-Cal может обеспечить сбор данных, мониторинг и контроль для солнечных электростанций. Мы фокусируемся не только на системах управления, мы также можем поставить HMI и интерфейс оператора.Мы объединяем все это в систему, чтобы управлять всей солнечной фермой и убедиться, что они могут подключиться к сети и соответствовать этим требованиям.

     

    У EPC и владельцев часто возникают вопросы о том, сможем ли мы выполнить определенные требования IA или PPA. Мы используем наш опыт и должную осмотрительность, чтобы просмотреть спецификации, убедиться, что наша PPC может придерживаться этих правил, а затем предоставить решение Nor-Cal. Это полезно для EPC и владельцев, которым нужны ответы на эти сложные вопросы.Некоторые находятся в затруднительном положении и нуждаются в быстром внедрении PPC.

     

    Какие интересные разработки ожидаются на горизонте, когда дело доходит до PPC?

    Одна из вещей, которая очень взволновала Nor-Cal, — это предстоящее внедрение микросетей и аккумуляторных систем хранения в нашу систему управления. Это будет чрезвычайно полезно для наших EPC и других.

    alexxlab

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован.