Високият дял на интеграцията на фотоволтаичната мрежа носи предизвикателства като колебания на напрежението, честотни отклонения и хармонично замърсяване на електропровода. Глобалната технология се измества от просто спазване на стандартите за интеграция на мрежата, за да се поддържа активно стабилността на мрежата. Чрез технологии като компенсация на реактивната мощност, ниско - возене на напрежението през и инерционната симулация, фотоволтаичните електроцентрали са се трансформирали от „натоварване на мрежата“ в „активи на мрежата“. Това надграждане на „приятелски настроени“ е ключов пробив за постигане на висок дял на решетките за възобновяема енергия.
1 Реактивно управление на напрежението: Прецизна регулиране за изглаждане на колебанията
Китайското решение "SVG+инвертор Synergy". 800MW фотоволтаичната електроцентрала в провинция Гансу е оборудвана със 200 -метров статичен реактивен генератор на мощност (SVG) в точката на свързване на мрежата, която е свързана с реактивната мощност на 100 инвертора в електростанцията. Когато напрежението на мрежата е под 0,95pu, SVG дава приоритет на изхода на капацитивната реактивна мощност (време на реакция<50ms), and the inverters synchronously adjust the power factor to 0.9 ahead. The combination of the two shortens the voltage recovery time to 200ms. When the voltage is above 1.05pu, it switches to inductive reactive power (power factor 0.9 lagging) to avoid voltage exceeding the limit. This technology controls the voltage deviation of the grid connection point within ± 2%, which improves the efficiency by 40% compared to a single SVG regulation. In a certain power grid fluctuation event, the power station successfully reduced the voltage fluctuation amplitude from 10% to 3%.
Разпределена технология за оптимизиране на реактивната мощност в Европа. Разпределен фотоволтаичен клъстер 500MW в Германия (състоящ се от 100 10 MW под масиви) е оборудван с 10MVAR динамично устройство за компенсация на реактивна мощност (DSTATCOM) за всеки под -масив. Чрез „Регионалният алгоритъм за контрол на съвместния контрол“, реактивният мощност се разпределя въз основа на позицията на подсила и мрежата на мрежата (Edge Sub Array носи 60%, а централният под -масив носи 40%). Този разпределен дизайн избягва единичната точка на повреда на риска от централизиран SVG, а точността на регулиране на реактивната мощност достига ± 0,5mvar, което е с 50% по -висока от централизираната. Практиката в Baden - w ü rttemberg показа, че този клъстер е увеличил честотата на квалификация на напрежението на разпределителните мрежови линии от 85% на 98%, като решава проблема с нестабилността на напрежението в решетките на селските енергии.
2 ниско напрежение през и честотна поддръжка: Дизайн на устойчивостта за справяне с грешки в електрическата мрежа
Композитната способност на "LVRT+инерция симулация" в Съединените щати. Инверторът на 1GW фотоволтаична електроцентрала в Тексас приема двойна функция дизайн на „Возене с ниско напрежение през (LVRT)+виртуален инерционен контрол“: Когато напрежението на мрежата падне до 0% (три - фазов късокорик), инверторът поддържа GRID, свързана с работа за 150ms (среща с FERC Standard в Съединените щати), с която се отчитат за съхранение на енергия (три - фазов късоценна верига), инверторът поддържа GRID, свързана с експлоатация за 150ms (среща с FERC Standard в Съединените щати), с която се отчитат за съхранение на енергия (три - фазови късоцел 200MW/400MWH съхранение на енергия) чрез „алгоритъм за симулация на инерция“ (симулиране на инерцията на ротора на синхронни генератори) за осигуряване на честотна поддръжка, намалявайки максималното отклонение на честотата на мрежата от 0,5Hz до 0,2Hz. По време на разлома на Тексаската мрежа през 2023 г. електроцентралата продължава да се свързва към мрежата и осигурява мощност на модулация от 50 MW, като помага на мрежата бързо да се възстанови и стабилизира.
Програмата за трансформация на LVRT в Индия. За старите фотоволтаични електроцентрали (инвертори без LVRT функция) се използва "външен LVRT контролер" (с цена от само 20% от подмяната на инвертора) се използва за събиране на сигнали за напрежение на мрежата, бързо отрязва някои компонентни струни (контролна мощност на DC), когато напрежението пада и задейства веригата на тълпата. Тестът за обновяване на 300MW стара електроцентрала в Раджастан показа, че планът увеличава скоростта на преминаване на LVRT от 30% на 95%, отговаряйки на изискванията за свързване на мрежата на Централния орган за електричество на Индия (CEA). Периодът на изплащане на инвестициите за обновяването е само 2 години.
3 Хармоничен контрол и оптимизация на качеството на мощността: Подобряване на чистотата на електрическата мрежа
Китайската технология „Активно филтриране+SVG интеграция“. 1.2GW фотоволтаичната електроцентрала в Qinghai е разгърнала интегрирано устройство от "SVG+APF (филтър за активна мощност)" в точката на свързване на мрежата. SVG е отговорен за реактивната регулиране на мощността, докато APF е отговорен за хармоничното управление (което може да филтрира 2-50-та хармоника). Двамата споделят DC шина, намалявайки разходите с 30% в сравнение с разделен тип. Хармоничната точност на компенсация на APF достига ± 2%, което може да намали общото хармонично изкривяване (THD) на силовата мрежа от 8% до под 3% (отговаря на стандарта GB/T 14549). След прилагането на определена електроцентрала, степента на отказ на оборудването на околните предприятия за производство на прецизност намалява с 20%, като избягва прекъсванията на производството, причинени от хармоници.
Японската програма „Разпределен хармоничен мониторинг и контрол“. В отговор на хармоничните проблеми, причинени от разпределените фотоволтаици (домакински/индустриални и търговски) в дистрибуторската мрежа, е инсталиран „хармоничен терминал за мониторинг“ (честота на вземане на проби 2kHz) е инсталиран от страна на трансформатора на подстанцията, за да се следи съдържанието на всеки хармоник в реално време. "Хармоничният алгоритъм за проследяване" се използва за намиране на основния източник на хармоници (като фотоволтаичен инвертор в определена фабрика), а след това подстанцията APF се използва за насочена компенсация. Практиката в определен район на Токио показва, че този план намалява THD на мрежата за дистрибуция от 10%на 4%, удължава експлоатационния живот на домакинските уреди с 5%и намалява загубите на трансформатори (спестявайки 12000 кВтч електроенергия годишно).
Подобряването на "дружелюбността на мрежата" на фотоволтаичните електроцентрали е по същество преход от "конфронтация" към "синергия" между новата енергия и мрежата. In the future, with the integration of virtual power plants (VPP) and AI scheduling algorithms, photovoltaic power plants will be able to more accurately predict grid demand, achieve "on-demand output and on-demand regulation", ensure efficient power generation, and provide auxiliary services such as reactive power, frequency regulation, and backup for the grid, becoming flexible и контролируеми "зелени регулатори" в новата захранваща система.