Wie wählt man SVG-Ausrüstung aus, die zur Leistungskapazität von Kraftwerken passt?

Ermittlung des Blindleistungsbedarfs von Kraftwerken für eine genaue SVG-Dimensionierung

Verknüpfung von Lastprofil, Netzfestigkeit und dynamischem Blindstrombedarf

Die richtige Dimensionierung eines SVG-Systems hängt hauptsächlich von drei Faktoren ab, die gemeinsam wirken: der zeitlichen Laständerung, der Stärke des elektrischen Netzes (gemessen durch etwas, das als SCR bezeichnet wird), und dem jeweiligen Blindleistungsbedarf des Systems. Betrachten wir beispielsweise Industriestandorte mit stark schwankenden Lasten, wie Stahlwerke mit großen Lichtbogenöfen. An solchen Standorten schwankt die Blindleistung oft innerhalb weniger Sekunden um mehr als 40 %. Das bedeutet, dass das SVG extrem schnell reagieren muss – in der Regel innerhalb von etwa 20 Millisekunden –, um die Spannung stabil zu halten. Wenn das Netz weniger stabil ist (SCR unter 3), führen all diese plötzlichen Änderungen zu stärkeren Spannungsproblemen. Anlagen in solchen Situationen benötigen SVG-Systeme, die etwa 25 bis 30 % größer dimensioniert sind als bei stabileren Netzen. Eine kürzlich im Jahr 2023 von der IEEE veröffentlichte Studie ergab zudem eine bemerkenswerte Erkenntnis: Wird die harmonische Verzerrung oberhalb von 8 % THD vernachlässigt, erfolgt die Dimensionierung der SVG-Systeme typischerweise um etwa 18 % zu klein. Und was passiert dann? Kondensatorbänke fallen bei Spannungseinbrüchen früher aus.

Fallstudie: Dynamische SVG-Größenanpassung in einem 200-MW-Windpark unter Verwendung einer 15-Minuten-Vorhersage

Ein Betreiber erneuerbarer Energien optimierte den Einsatz von SVG-Anlagen mithilfe einer 15-Minuten-Vorhersage der Windleistung, die mit historischen Daten zur Netzeinschränkung korreliert wurde. Dadurch konnte die SVG-Dimensionierung von einer konventionellen Sicherheitsreserve von 35 % auf eine gezielte Reserve von 12 % reduziert werden. Die Lösung umfasste:

• Modulare SVG-Einheiten mit einer Gesamtkapazität von 48 MVAR
• Echtzeit-SCADA-Integration gemäß IEC 61400-25
• Adaptive Regelalgorithmen, die die Blindleistungskompensation dynamisch anhand prognostizierter Rampenraten anpassen

Das Ergebnis war eine Reduktion der Spannungsabweichungsereignisse um 67 % sowie eine Auslastung der installierten SVG-Kapazität von 92 % – ein Beleg dafür, wie prädiktive Analysen die dynamische Blindleistungsunterstützung präzise an das tatsächliche Kraftwerksverhalten anpassen.

Festlegung technischer Spezifikationen basierend auf Netzkonformität und Systemeinschränkungen

Oberschwingungsgrenzwerte, Spannungsschwankungstoleranz (IEC 61000-2-2) und SCR-Anforderungen

Die technischen Spezifikationen für SVG-Systeme müssen mit den jeweiligen Netznormen und den spezifischen elektrischen Anforderungen am jeweiligen Installationsort übereinstimmen. Die Begrenzung der Oberwellenverzerrung auf weniger als 5 % Gesamtoberwellenverzerrung (THD) am PCC-Punkt hilft, Probleme wie Überhitzung von Transformatoren und fehlerhafte Funktion von Schutzeinrichtungen zu vermeiden. Gemäß der Norm IEC 61000-2-2 darf die Spannung während vorübergehender Ereignisse – beispielsweise beim Hochfahren von Motoren oder beim Löschen von Fehlern – um ±10 % schwanken; dies verhindert Flackern von Beleuchtungseinrichtungen und gewährleistet die Stabilität des gesamten Systems. Das Kurzschlussverhältnis (SCR) spielt ebenfalls eine entscheidende Rolle bei der Dimensionierung der SVG-Leistung. Wenn SCR-Werte unter 3 fallen, ist in der Regel eine um 20 bis 30 Prozent höhere Blindleistungsreserve erforderlich, um bei unvorhergesehenen Störungen ausreichende Spannungsstabilität zu gewährleisten. Die Nichteinhaltung dieser Standards kann zu einer zwangsweisen Trennung vom Netz oder zu Bußgeldern durch die Aufsichtsbehörden führen; daher ist es unbedingt erforderlich, diese Parameter bereits vor der Inbetriebnahme einer SVG-Lösung durch umfassende Modellierungsarbeiten korrekt zu ermitteln.

Wesentliche Konformitätsanforderungen

Sicherstellung einer nahtlosen SVG-Integration in bestehende Umspannwerksinfrastruktur

Behebung der Inkompatibilität mit veralteten Relais durch IEC 61850-9-2-GOOSE-Schnittstelle

Herkömmliche Schutzrelais der alten Schule behindern häufig die Integration von SVG-Systemen, da sie eigene, spezielle Kommunikationsprotokolle verwenden. Die Lösung bietet die IEC 61850-9-2-GOOSE-Nachrichtenübertragung, die eine wirklich schnelle Datenübertragung zwischen diesen älteren Relais und neuen SVG-Reglern ermöglicht. Gemeint sind Antwortzeiten unter 4 Millisekunden über herkömmliche Ethernet-Verbindungen; der entscheidende Vorteil ist, dass keine Hardware ersetzt werden muss. Für Anwender in Hochspannungsumgebungen lösen Glasfaserverbindungen das Problem der elektromagnetischen Störungen, die Signale beeinträchtigen könnten. Und gemäß aktuellen Branchenstandards aus dem Jahr 2023 reduziert die Verwendung standardisierter GOOSE-Implementierungen die Inbetriebnahmezeit im Vergleich zu herkömmlichen Methoden um etwa die Hälfte. Was diesen Ansatz besonders attraktiv macht, ist die Möglichkeit für Unternehmen, ihre bestehende Relaisinfrastruktur weiterzuverwenden und gleichzeitig sämtliche Vorteile einer schnellen, synchronisierten Blindleistungsregelung im gesamten System zu nutzen.

Vorteile modularer, skalierbarer SVG-Anlagen für die schrittweise Inbetriebnahme

Modulare SVG-Architekturen unterstützen eine gestufte Inbetriebnahme, die an das Wachstum der Anlage und die Entwicklung der Last angepasst ist. Zu den Vorteilen zählen:

• Optimierung der Investitionskosten : Beginnen Sie mit Einheiten von 10–20 MVAR und steigern Sie die Leistung schrittweise, wenn die Erzeugungskapazität zunimmt
• Betriebskontinuität : Hot-Swap-fähige Module ermöglichen Wartungsarbeiten ohne vollständige Abschaltung des Systems
• Technologische Flexibilität : Upgrades in späteren Phasen können neue Steuerungs-Firmware oder Leistungselektronik integrieren, ohne dass ein komplettes Neudesign erforderlich ist
• Flächeneffizienz : Kompakte Bauformen benötigen 40 % weniger Platz als herkömmliche SVG-Anlagen (Grid Solutions Report 2024)

Die schrittweise Inbetriebnahme stellt sicher, dass die Blindleistungskompensation den tatsächlichen Lastprofilen entspricht – so wird eine kostspielige Überinvestition vermieden, während die Spannungsstabilität während der gesamten Erweiterungsphase gewahrt bleibt. Skalierbare Konfigurationen ermöglichen zudem eine N+1-Redundanz für sicherheitskritische Umspannwerke.

FAQ

Was ist ein SVG-System?
Ein SVG-System (Static Var Generator) ist ein Gerät, das zur Verbesserung der Spannungsstabilität dient, indem es bei Bedarf schnell Blindleistung bereitstellt oder aufnimmt.

Warum ist das KRS für die Dimensionierung von SVG-Systemen wichtig?
Das Kurzschlussverhältnis (KRS) gibt die Netzfestigkeit an. Niedrigere KRS-Werte erfordern größere SVG-Systeme aufgrund stärkerer Spannungsschwankungen.

Wie verbessert prädiktive Analytik die Effizienz von SVG-Systemen?
Prädiktive Analytik passt die Kapazität des SVG-Systems anhand der prognostizierten Leistungsabgabe und des tatsächlichen Systemverhaltens an, was zu einer optimierten Leistung und geringeren Spannungsabweichungen führt.