Quali sono i vantaggi dei trasformatori a bobina divisa nelle centrali fotovoltaiche a rete?
L'energia solare, come fonte di energia pulita e rinnovabile, è una nuova fonte di energia chiave supportata in Cina. Ha abbondanti riserve teoriche (17.000 miliardi di tonnellate equivalenti a carbone standard all'anno) e un enorme potenziale di sviluppo. La generazione di energia fotovoltaica, che in passato operava principalmente off-grid in aree remote, sta ora rapidamente evolvendo verso sistemi integrati negli edifici e grandi progetti di connessione alla rete nei deserti.
Questo articolo analizza i trasformatori a doppia avvolgura nelle stazioni fotovoltaiche a rete attraverso l'analisi teorica e i casi ingegneristici.
1 Caratteristiche principali del circuito principale delle stazioni fotovoltaiche a rete
Il circuito principale delle stazioni fotovoltaiche è strettamente legato alle disposizioni degli inverter: gli inverter distribuiti sono adatti per i progetti integrati negli edifici, mentre gli inverter centralizzati sono preferiti per le stazioni fotovoltaiche nel deserto (per ottenere l'efficienza ottimale di generazione di energia con illuminazione uniforme tramite il tracciamento del punto di massima potenza - MPPT - centralizzato).
Tuttavia, avere più stringhe o inverter di maggiore capacità non è sempre vantaggioso; devono essere considerate la distanza dei cavi, la caduta di tensione e il rapporto costi-prestazioni. Pertanto, le lunghezze dei cavi dalle stringhe ai box combiner agli inverter e le aree dei blocchi fotovoltaici sono determinate dai rapporti di resa sull'investimento. Per l'ottimizzazione economica, la capacità degli inverter centralizzati varia tipicamente da 500 kW a 630 kW.
Le stazioni fotovoltaiche a rete adottano principalmente tre schemi di circuito principale (come mostrato in Figura 1). Lo schema a singola stringa (con trasformatori elevatori) è semplice ma richiede un gran numero di trasformatori. Lo schema a grande unità (incorporando trasformatori elevatori) è il design mainstream, bilanciando efficacemente costi ed efficienza.
Questo articolo discute i vantaggi dell'utilizzo di trasformatori a doppia avvolgura divisa per la cablatura a unità estesa. A differenza dei trasformatori a doppia avvolgura ordinari, ogni fase di un trasformatore a doppia avvolgura divisa è composta da un'avvolgura ad alta tensione e due avvolgure a bassa tensione. Le avvolgure a bassa tensione hanno la stessa tensione e capacità ma solo un debole accoppiamento magnetico tra loro, come mostrato in Figura 2.
Questo trasformatore ha tipicamente tre modalità operative: modalità di passaggio, modalità semipassaggio e modalità divisa. Quando diversi rami dell'avvolgura divisa sono paralleli in un'avvolgura a bassa tensione totale per operare contro l'avvolgura ad alta tensione, si chiama modalità di passaggio, e l'impedenza a cortocircuito del trasformatore è chiamata impedenza di passaggio X1 - 2. Quando un ramo dell'avvolgura a bassa tensione divisa opera contro l'avvolgura ad alta tensione, si chiama modalità semipassaggio, e l'impedenza a cortocircuito è chiamata impedenza semipassaggio X1 - 2'. Quando un ramo dell'avvolgura divisa opera contro un altro ramo, si chiama modalità divisa, e l'impedenza a cortocircuito è chiamata impedenza divisa X2 - 2'.
2 Vantaggi dei trasformatori a doppia avvolgura divisa
Per facilitare la discussione, vengono citati parametri tecnici di prodotti maturi per un confronto quantitativo con i trasformatori a doppia avvolgura ordinari. Si prenda un trasformatore a doppia avvolgura divisa da 2500 kVA: 37 ± 2×2,5% / 0,36 kV / 0,36 kV, 50 Hz, percentuale di reattanza a cortocircuito 6,5%, percentuale di reattanza a passaggio completo 6,5%, percentuale di reattanza a semipassaggio 11,7%, coefficiente di divisione < 3,6%. I calcoli danno:
Reattanza a passaggio completo: X1 - 2 = X1 + X2 // X2
Reattanza a semipassaggio: X1 - 2' = X1 + X2
Valori per unità:
Reattanza del ramo lato ad alta tensione:
Reattanza del ramo lato a bassa tensione:
2.1 Riduzione della corrente a cortocircuito
Durante un cortocircuito in d1 in Figura 2, la corrente a cortocircuito ha tre componenti: dal sistema (lato ad alta tensione, con componenti periodiche non decadenti), dal ramo non difettoso I''p1, e dal ramo difettoso I''p2. Per l'interruttore a bassa tensione sul ramo difettoso, la sua capacità di interruzione considera la somma delle correnti del sistema e del ramo non difettoso. Con un trasformatore a doppia avvolgura divisa:
Corrente a cortocircuito fornita dal sistema:
La corrente a cortocircuito della potenza distribuita a inverter è 2-4 volte la corrente nominale (durata 1,2-5 ms, 0,06-0,25 cicli), e la corrente del ramo non difettoso è ~4 kA. Per un trasformatore a doppia avvolgura ordinario (per comparabilità, si assume uk% = 6,5, uguale alla percentuale di reattanza a passaggio completo del trasformatore a doppia avvolgura divisa uk1 - 2%:
La reattanza per unità è：
La corrente a cortocircuito fornita dal sistema è：
con contributi aggiuntivi dai rami non difettosi. È evidente che l'uso di trasformatori a doppia avvolgura divisa per la cablatura a unità estesa riduce significativamente il requisito di capacità di interruzione per gli interruttori a bassa tensione sui rami laterali.
Si supponga che i parametri dei moduli paralleli siano completamente uguali e che i parametri di controllo MPPT degli inverter siano gli stessi. Allora, C1 = C2 = C, L1 = L2 = L, e la corrente dell'induttore di ogni inverter è:
Si può vedere che la corrente dell'induttore di ogni inverter è composta da due parti: la prima è la corrente di carico, che è la stessa per entrambi gli inverter; la seconda è la corrente circolante, correlata all'ampiezza, alla fase e alle differenze di frequenza delle tensioni di uscita degli inverter.
Attualmente, la logica di controllo principale per gli inverter nelle stazioni fotovoltaiche è il Tracciamento del Punto di Massima Potenza (MPPT). I moduli di celle fotovoltaiche hanno resistenze interne ed esterne. Quando il controllo MPPT rende queste resistenze uguali in un determinato momento, il modulo fotovoltaico opera al punto di massima potenza. Prendendo come esempio la Figura 3, la potenza attiva P1 e la potenza reattiva Q1 fornite dall'Inverter 1 sono:
2.3 Mantenimento della tensione dei rami non difettosi
Prendendo come esempio le Figure 2 e 3, le stazioni fotovoltaiche adottano solitamente un layout centralizzato di inverter-trasformatore, e l'impedenza del cavo tra l'inverter e il trasformatore è trascurabile. Con un trasformatore a doppia avvolgura ordinario, la tensione del ramo non difettoso scende a zero potenziale. In questo caso, la protezione a relè viene generalmente utilizzata per ritardare l'operazione dell'interruttore del ramo non difettoso per ridurre l'area di rimozione del guasto. Tuttavia, questo metodo potrebbe non soddisfare i requisiti di protezione per le stazioni fotovoltaiche. Se il tempo di rimozione del ramo difettoso supera la capacità di ride-through a bassa tensione dell'inverter, il ramo non difettoso sarà costretto a disconnettersi dalla rete, aumentando il rischio di espansione dell'area di guasto.
Con un trasformatore a doppia avvolgura divisa, a causa dell'esistenza dell'impedenza divisa, la corrente a cortocircuito fornita dal sistema è equivalente all'operazione nella modalità semipassaggio del trasformatore a doppia avvolgura divisa. La corrente a cortocircuito fornita dall'inverter del ramo non difettoso è equivalente alla modalità di operazione divisa del trasformatore a doppia avvolgura divisa. Nel momento del cortocircuito, la tensione di uscita U''2 dell'inverter del ramo non difettoso è I''s × X'2+ I''p2× (X''2 + X'''2). Poiché il lato ad alta tensione è un sistema infinito, secondo la discussione precedente, I''s è molto maggiore di I''p2. Pertanto, la prima parte I''s × X'2 non decade ed è maggiore della seconda parte I''p2 × (X''2 + X'''2).
I calcoli mostrano che . La tensione di uscita dell'inverter del ramo non difettoso può essere mantenuta almeno intorno a circa 0.5Un. Secondo i requisiti di ride-through a bassa tensione della stazione fotovoltaica, il tempo di rimozione è maggiore di 1 s (50 cicli). Pertanto, la cablatura a unità estesa con trasformatori a doppia avvolgura divisa può soddisfare in modo affidabile il requisito che il ramo non difettoso non si disconnette dalla rete entro il tempo di rimozione dell'interruttore del ramo difettoso.
3 Conclusione
I trasformatori a doppia avvolgura divisa sono ampiamente utilizzati in ingegneria, specialmente adatti per le stazioni fotovoltaiche a rete. Come discusso sopra, i loro vantaggi principali risiedono nella riduzione della corrente a cortocircuito, nella limitazione della corrente circolante durante l'operazione e nel mantenimento della tensione dei rami non difettosi. Basandosi su esempi di progettazione ingegneristica, questo articolo analizza teoricamente i loro vantaggi nell'applicazione alle stazioni fotovoltaiche, fornendo una certa guida per la selezione delle forme di cablatura e dell'equipaggiamento nei progetti di stazioni fotovoltaiche a rete.
