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Comment configurer scientifiquement Générateurs de variables statiques (SVG) et Filtres de puissance actifs (APF) dans les centrales photovoltaïques (PV).
La gestion de la qualité de l'énergie des centrales photovoltaïques présente des similitudes avec celle des parcs éoliens, mais possède des spécificités qui lui sont propres. La logique fondamentale est la suivante : Les onduleurs photovoltaïques sont eux-mêmes des sources d'harmoniques et nécessitent un support de puissance réactive, tandis que le réseau a des exigences strictes en matière de puissance réactive et d'harmoniques au point de couplage commun.
Problèmes de puissance réactive (cible principale de l'atténuation SVG) :
Capacité limitée de puissance réactive de l'onduleur :Bien que les onduleurs photovoltaïques modernes disposent d'une capacité inhérente de régulation de la puissance réactive (généralement capable d'ajuster le facteur de puissance dans une plage de ± 0,8), cette capacité vient au détriment de la puissance active de sortie L’utilisation d’onduleurs pour fournir de l’énergie réactive signifie réduire la production d’électricité, ce qui a un impact direct sur les revenus du propriétaire.
Consommation de puissance réactive des lignes et des transformateurs :Les transformateurs élévateurs et les lignes de collecte sont inductifs et consomment de l'énergie réactive.
Exigences de répartition du réseau :Conformément aux normes nationales du réseau électrique (par exemple, le « Règlement technique chinois pour le raccordement des centrales photovoltaïques au réseau électrique »), les centrales photovoltaïques doivent posséder une capacité de compensation dynamique de la puissance réactive. Elles doivent être capables de contrôler la tension et le facteur de puissance au point de couplage commun (PCC) selon les commandes de répartition (généralement entre 0,98 en avance et 0,98 en retard). Il s'agit d'un exigence obligatoire .
Problèmes harmoniques (cible principale pour l'atténuation des APF) :
Source harmonique principale Les onduleurs photovoltaïques (CC-CA) sont les principales sources d'harmoniques. Les harmoniques qu'ils génèrent sont principalement harmoniques d'ordre élevé , tel que 13, 17, 19, 23, 25 , etc., ainsi que certaines harmoniques de fréquence de commutation (par exemple, 1150 Hz, 2350 Hz).
Amplification harmonique de fond Le réseau auquel est raccordée la centrale photovoltaïque peut présenter des harmoniques de fond. Les onduleurs peuvent interagir avec celles-ci, provoquant potentiellement une résonance et amplifiant certains ordres d'harmoniques.
Problème de rétroalimentation nocturne La nuit, lorsque le système photovoltaïque ne produit pas d'électricité, l'électricité de service de la station est prélevée sur le réseau. Pendant ce temps, les équipements de la station, comme les transformateurs et les onduleurs, peuvent devenir des sources d'harmoniques, injectant des harmoniques dans le réseau.
Fluctuations de tension et scintillement :
Les changements d'intensité lumineuse (par exemple, le passage des nuages) peuvent provoquer des fluctuations rapides de la puissance de sortie PV, entraînant des fluctuations de tension et un scintillement au niveau du PCC.
Le principe principal de configuration est : Il faut d’abord répondre aux exigences obligatoires du réseau en matière de puissance réactive, puis atténuer les harmoniques pour protéger les équipements de la centrale et garantir la sécurité.
1. Positionnement des rôles : Support de puissance réactive dynamique primaire et régulation de tension
La fonction principale du SVG est d’agir comme un
complément puissant et principal fournisseur
de puissance réactive, indépendamment des onduleurs. Il permet un ajustement rapide, fluide et continu de la puissance réactive sans compromettre la production d'énergie active, tout en répondant aux exigences de répartition du réseau et en stabilisant la tension PCC.
2. Emplacement d'installation : Point de couplage commun (PCC) de l'installation photovoltaïque
Le SVG doit être installé de manière centralisée sur le côté basse tension (côté 35 kV, 10 kV ou 400 V) du transformateur élévateur principal.
L'atténuation à cet endroit permet un réglage centralisé direct du facteur de puissance PCC, une réponse aux commandes de répartition du réseau et fournit un support de puissance réactive pour l'ensemble de l'installation photovoltaïque.
3. Calcul de la capacité (étape critique)
:
La capacité SVG doit satisfaire à la valeur maximale des exigences suivantes :
a. Satisfaire aux exigences de répartition du réseau (facteur dominant) :Selon les normes nationales, la capacité SVG doit être 20% ~ 30% de la capacité nominale de la centrale photovoltaïque.
Exemple : Une centrale photovoltaïque de 50 MW nécessite généralement un SVG d'une capacité de ±10 Mvar à ±15 Mvar .
b. Compenser le déficit de puissance réactive interne :Calculez la consommation de puissance réactive des transformateurs élévateurs et des lignes de collecte, et tenez compte de la demande de puissance réactive des charges de service de la station la nuit.
c. Maintien de la tension en cas de panne du système : Assurez-vous que le SVG peut fournir une puissance réactive suffisante pour supporter la tension en cas de défaut du réseau, en réalisant ainsi une protection basse tension (LVRT).
Conclusion : la capacité SVG est généralement dictée par les codes du réseau et constitue une « fonctionnalité standard » pour les centrales photovoltaïques.
1. Positionnement des rôles : atténuation des harmoniques d'ordre élevé et suppression de la résonance
La fonction principale de l'APF est de filtrer avec précision les harmoniques d'ordre élevé générées par les onduleurs photovoltaïques, les empêchant d'être injectées dans le réseau public au-delà des limites, et de
supprimer la résonance harmonique potentielle
, protégeant les équipements de l'usine tels que les transformateurs et les condensateurs.
2. Emplacement de l'installation : principalement centralisé, complété par une atténuation localisée
Option A (la plus courante) : Installation centralisée au PCC
Emplacement :Installé à côté du SVG sur le côté basse tension du transformateur élévateur principal.
Avantages :L'installation pratique, la gestion centralisée, atténuent efficacement le courant harmonique total injecté dans le réseau par l'ensemble de l'installation, garantissant que le contenu harmonique du PCC est conforme aux normes nationales (par exemple, GB/T 14549).
Applicabilité :Convient à la grande majorité des centrales photovoltaïques à grande échelle.
Option B (cas spécifiques) : Installation distribuée côté BT du transformateur élévateur de tension de l'onduleur
Emplacement :Installez des APF de plus petite capacité du côté basse tension des transformateurs du boîtier de combinaison pour chaque ou plusieurs modules de production d'énergie (par exemple, unités de 2 MW) dans les grandes centrales.
Avantages :Une atténuation plus complète empêche les courants harmoniques de circuler dans les lignes de collecte, provoquant des pertes, et peut supprimer plus efficacement la résonance locale.
Inconvénients :Coût plus élevé, plus de points de maintenance.
Applicabilité :Convient aux installations de très grande taille, aux installations avec des lignes exceptionnellement longues ou aux installations avec des problèmes harmoniques particulièrement graves.
3. Calcul de la capacité :
Méthode de mesure (recommandée) Effectuer des mesures de qualité de l'énergie au niveau du PCC ou du côté BT des transformateurs du coffret de combinaison afin d'obtenir des données réelles sur le courant harmonique. C'est la méthode la plus précise.
Méthode d'estimation
: Capacité de l'APF
I_APF ≥ Courant nominal de l'installation PV × Courant THDi × Facteur de simultanéité
Le THDi à la sortie de l'onduleur est généralement contrôlé en dessous de 1,5 % à 3 % (y compris les filtres internes), mais la superposition de plusieurs unités et les harmoniques de fond doivent être prises en compte.
Facteur de simultanéité : Étant donné que tous les onduleurs ne fonctionnent pas simultanément à pleine charge et que les phases harmoniques s'annulent partiellement, un facteur de 0,6 à 0,8 peut être utilisé.
Recommandation :Effectuez toujours des mesures sur le terrain, car les caractéristiques harmoniques sont étroitement liées aux modèles d'onduleurs et à l'impédance du réseau.
Une architecture standard d’atténuation de la qualité de l’énergie pour une centrale photovoltaïque est structurée conceptuellement comme suit :
Panneaux photovoltaïques : Plusieurs groupes de panneaux photovoltaïques se connectent aux onduleurs.
Onduleur et unité élévateur : Les onduleurs de groupe/centralisés (sources d'harmoniques) alimentent les transformateurs des boîtiers de combinaison. En option, APF distribués peut être installé ici pour une suppression ciblée de la résonance et un contrôle harmonique.
Transformateur élévateur principal :Augmente la tension pour la connexion au réseau.
Couche d'atténuation du point de couplage commun (PCC) : Située au niveau du PCC, côté BT du transformateur principal. Cette couche abrite :
Un grand SVG centralisé pour le support de puissance réactive dynamique en vrac et la stabilité de la tension, répondant aux commandes du réseau.
UN APF centralisé (choix principal) pour filtrer les harmoniques totales.
Batteries de condensateurs/réacteurs passifs pour la compensation de puissance réactive de base.
Schéma recommandé :
SVG :Installé de manière centralisée sur le bus BT principal, capacité dimensionnée à 20% à 30% de la capacité totale de l'installation.
APF : Donner la priorité à un atténuation centralisée schéma, installé sur le même bus que le SVG.
Contrôle coordonné :Le SVG et l'APF devraient être intégrés dans la centrale photovoltaïque SCADA Système permettant de recevoir les commandes de répartition du réseau et d'automatiser le fonctionnement. SVG et APF peuvent fonctionner indépendamment ou être intégrés dans un dispositif unifié (Hybrid-APF).
L'environnement des installations photovoltaïques est particulier et exige des spécifications d'équipement élevées :
Indice de protection :L'installation en extérieur nécessite au moins IP54 et une classe de résistance à la corrosion C4 ou supérieure pour résister aux températures élevées, à l'humidité, au vent, au sable et aux conditions salines-alcalines.
Niveau de tension :Doit correspondre directement au niveau de tension de l'installation (par exemple, 0,4 kV, 10 kV, 35 kV).
Vitesse de réponse :Doit être extrêmement rapide (< 5 ms) pour répondre aux fluctuations de puissance causées par le passage des nuages.
Capacité d'adaptation de tension étendue :La plage de fluctuation de la tension du réseau peut être importante ; l'équipement doit fonctionner normalement dans une large plage de tension.
Capacité de dissipation thermique :La conception de la dissipation thermique est cruciale dans les environnements à haute température.
La configuration de SVG et APF pour une centrale photovoltaïque est une décision technico-économique critique :
SVG est obligatoire :Sa capacité est déterminée par normes nationales obligatoires Il s'agit de l'équipement de base permettant de répondre aux exigences de répartition de la puissance réactive du réseau et de support de tension : c'est le « laissez-passer » pour la connexion au réseau.
L'APF est fortement recommandé : Sa nécessité dépend de données harmoniques mesurées sur le terrain et le contexte du réseau. Il s'agit d'une « assurance » permettant de garantir un fonctionnement efficace de l'installation, d'éviter les pénalités liées aux dépassements d'harmoniques et de prévenir les dommages aux équipements.
Retour sur investissement (ROI) :Cet investissement n’est pas seulement un coût de conformité mais une dépense nécessaire pour protéger les revenus de la production d'électricité (évitant la réduction de l'onduleur en raison de la répartition de la puissance réactive), améliorer la fiabilité opérationnelle de l'usine , et prolonger la durée de vie de l'équipement .
Au cours des premières étapes du projet, il est fortement recommandé de réaliser une étude détaillée évaluation et simulation de la qualité de l'énergie et commissionner des agences professionnelles pour mesures sur le terrain Cela permettra d’élaborer le plan d’atténuation le plus économique, le plus efficace et le plus fiable, garantissant ainsi la maximisation des avantages du cycle de vie de l’usine.
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