Unzureichende Kompensation der Reaktorblindleistung?

—Leitfaden zu dynamischen Regelungsalgorithmen und Kapazitätserweiterung

1. Drei Hauptursachen für Blindleistungsmangel

● Lastschwankungen und verzögerte Reaktion

Moderne Netze sind mit Schwankungen der Wind- und Solarstromversorgung von bis zu ±30 % pro Minute konfrontiert. Herkömmliche Drosselspulen (TCR/MCR) reagieren innerhalb von Sekunden bis Minuten. Dies führt zu Leistungsfaktorabfällen unter 0.8, wenn Laständerungen schneller als die Gerätereaktion sind. Die Folgen sind:

(1) Spannungsschwankungen:Abweichungen von ±10 % lösen Geräteabschaltungen aus (Überschreitung der ±61000 %-Grenze von IEC 4-30-5).

(2) Zusätzliche Verluste: Die Leitungsverluste steigen um 1.2 % pro 0.01 Leistungsfaktorabfall (IEEE 141-Formel).

Fallstudie:Ein Windpark in Kalifornien musste pro Quartal Strafen in Höhe von 120 US-Dollar zahlen, weil es aufgrund der 500-ms-Verzögerung von TCR zu Spannungsüberschreitungen kam.

● Synergie der harmonischen Verschmutzung 

Leistungselektronik erzeugt 5./7. Harmonische (IEEE 519 begrenzt THD < 5 %), die mit der Reaktorimpedanz interagieren:

(1) Harmonische Verstärkung:In der Nähe von Resonanzfrequenzen sinkt die Impedanz stark, was zu harmonischen Stromüberlastungen führt.

(2) Fall: Die Wechselrichter einer Autofabrik lösten eine Resonanz der 5. Harmonischen aus, wodurch der Kompensationsbedarf um 40 % anstieg.

● Nicht übereinstimmendes Kapazitätsdesign 

(1) Statische Kapazitätsplanung: Für Spitzenlasten ausgelegt (oft 60 % Unterauslastung).IEC 61439-2 empfiehlt Dynamikbereiche von 20 % bis 100 %.

(2) Versteckte Erweiterungskosten: Das Hinzufügen von 10Mvar Kapazität erhöht die Land-/Kühlkosten um$80–120 (Schwellenmärkte).

2. Dynamische Regelung: Closed-Loop-Steuerung von der Vorhersage bis zur Reaktion

● Kernproblem 

Herkömmliche Methoden basieren auf Echtzeitdaten, hinken jedoch der Netzträgheit hinterher (z. B. verzögert sich die Windenergiebereitstellung um 5–10 Sekunden, wenn sich die Windgeschwindigkeit ändert).

● Die Lösung

LSTM-Vorhersagealgorithmus: Long Short-Term Memory (LSTM)-Netzwerke prognostizieren den Blindleistungsbedarf in 5 Minuten:

(1) Eingaben:

A.Historische Blindleistung (1-Minuten-Auflösung)

B. Wettervorhersagen (Wind/Einstrahlung ±3 % Genauigkeit)

C.Netzfrequenzabweichungen (±0.05 Hz)

(2) Architektur: Vergessens-/Eingabe-/Ausgabegatter behalten kritische Zeitreihenfunktionen bei.

(3) Leistung:

A. Vorhersagefehler <3 % (im Vergleich zu 8–15 % bei herkömmlichen Methoden)

B.Befehle werden 200 ms früher ausgegeben, um Verzögerungen zu vermeiden

● Testergebnisse

3. Kapazitätserweiterung: Technische Lösungen für Hardwaregrenzen

● Erweiterung der IGBT-Serie – Durchbrechen von Spannungsbarrieren

(1) Problem:Zweistufige IGBT-Topologien (max. 1.7 kV) begrenzen die Kapazität einer einzelnen Einheit auf 50 Mvar, was kostspielige Konfigurationen mit mehreren Geräten erzwingt.

(2) Lösung:

Kaskadierte H-Brücken-Topologie (CHB)-

A.Mechanismus: 

·In Reihe geschaltete H-Brückenmodule teilen sich die Spannung. 

·Phasenverschobene PWM sorgt für <2 % Spannungsungleichgewicht.

B.Ergebnisse:Einzeleinheitskapazität bis zu 300 Mvar (6-fache Verbesserung).UndDie Verluste reduzierten sich von 1.8 % auf 0.9 %.

(3) Fall:Das chinesische VSC-Projekt Zhangbei erreichte eine Kapazität von 600 Mvar mit 51 % geringeren Verlusten.

● Hybride Erweiterung – Kosten und Leistung im Gleichgewicht

(1) Problem:Reines SVG kostet 5.6 Mio. USD/50 Mvar; reinem TCR fehlt die Geschwindigkeit.

(2) Lösung:SVG-TCR-Hybrid

·Synergie: a. SVG verarbeitet hochfrequente Schwankungen (0–100 Hz, <5 ms Reaktionszeit). b. TCR verwaltet die Grundlast und reduziert so den Kapazitätsbedarf des SVG.

·Ersparnis:

-35 % niedrigere Vorlaufkosten im Vergleich zu reinem SVG.

-33 % niedrigere Wartungskosten über 10 Jahre.

● Leistungsvergleich

Zusammenfassend

Reaktormängel resultieren aus verzögerten Reaktionen, harmonischen Wechselwirkungen und statischen Designs. Die Integration von LSTM-Vorhersagen (> 97 % Genauigkeit), CHB-Topologie (300 Mvar/Einheit) und Hybridsystemen (35 % Kostenersparnis) ermöglicht eine intelligente Blindleistungsregelung, stabilisiert Leistungsfaktoren über 0.95 und reduziert Verluste um 15–30 %. Diese Lösungen entsprechen IEC 61850 und IEEE 1547 und steigern die Gewinne erneuerbarer Kraftwerke jährlich um 180 USD/Mvar, bei einem ROI von unter zwei Jahren.

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