Koncepcja hybrydowego inwertera PV współpracującego z magazynem energii dla mikroinstalacji o mocy do 50 kW

Rynek fotowoltaiczny w Polsce rozwija się bardzo dynamicznie, o czym świadczą wysokie na tle UE przyrosty mocy PV w latach 2020 i 2021, co dało Polsce odpowiednio 4. i 2. miejsce pod tym względem wśród krajów wspólnoty [2]. Pokazuje to, że przy obecnych warunkach w Polsce można skutecznie inwestować w dalszy rozwój PV. Ponadto Polska, tak jak obecny lider UE pod względem wytwarzanej energii elektrycznej przy użyciu fotowoltaiki, czyli Niemcy [3], jest położona w strefie umiarkowanej i znajduje się na podobnej szerokości geograficznej, co wskazuje na korzystne warunki środowiskowe dla rozwoju rynku PV również w Polsce. Należy wskazać na istotną rolę mikroinstalacji (instalacji o łącznej mocy elektrycznej zainstalowanej nie większej niż 50 kW), które stanowią prawie 80% spośród wszystkich rodzajów instalacji PV w Polsce [2]. Ich gwałtowny rozwój był możliwy między innymi dzięki korzystnym regulacjom prawnym [2]. Regulacje te jednak uległy zmianie i od 1.04.2022 r. czas zwrotu inwestycji w układy PV wyraźnie się wydłużył.

Odbiorca energii elektrycznej posiadający instalację fotowoltaiczną oraz własny magazyn energii byłby w stanie odciążyć sieć poprzez wytwarzanie energii w miejscu jej zużycia, co powoduje np. wyeliminowanie strat związanych z przesyłaniem energii na duże odległości. Taki odbiorca, będący jednocześnie producentem energii, jest w stanie także wysyłać nadwyżkę energii do systemu oraz bilansować moc czynną i bierną w systemie elektroenergetycznym.

Analiza dostępnych rozwiązań układów PV

Instalacje fotowoltaiczne mogą pracować w kilku trybach, które różnią się integracją systemu fotowoltaicznego z siecią elektroenergetyczną. Obecnie większość instalacji fotowoltaicznych w Polsce pracuje w trybie on-grid, charakteryzującym się bezpośrednim połączeniem do sieci elektroenergetycznej. Instalacje on-grid nie mogą pracować w przypadku odłączenia od sieci lub zakłóceń występujących w sieci publicznej, co jest dużym ograniczeniem. W przypadku zainstalowania wielu źródeł generacji rozproszonej na małym obszarze może dojść do sytuacji wzrostu napięcia w sieci, spowodowanego zbyt dużą ilością mocy generowanej, co powoduje kaskadowe wyłączenia inwerterów.

Kolejnym rozwiązaniem są instalacje pracujące w trybie off-grid, czyli instalacje izolowane od sieci elektroenergetycznej, co zapewnia całkowitą niezależność od dostawcy energii elektrycznej. Instalacje tego typu są najczęściej instalacjami małej mocy. Instalacje fotowoltaiczne off-grid są bardzo często instalowane wraz z magazynami energii – ze względu na silną zależność generowanej energii od nasłonecznienia. Magazyn energii pozwala na zakumulowanie wytwarzanej energii w celu późniejszego jej wykorzystania, a także umożliwia pracę sieci wewnętrznej w odpowiednich parametrach jakościowych napięcia (częstotliwość czy wartość skuteczna).

Coraz bardziej popularnym rozwiązaniem stają się instalacje fotowoltaiczne pracujące w trybie hybrydowym. Inwertery hybrydowe, podobnie jak instalacje off-grid, często łączone są z magazynami energii. Zastosowanie inwerterów hybrydowych łączy zalety inwerterów off-grid, polegające na uniezależnieniu się od dostawcy energii elektrycznej, z zaletami instalacji on-grid, dając możliwość oddawania nadwyżki wyprodukowanej energii do sieci, jak również jej pobierania z sieci w razie niedostatku energii pozyskiwanej z własnej instalacji słonecznej.

Instalacje fotowoltaiczne nie są jednak pozbawione wad. Największym problemem jest niestabilność generowanej energii, która jest silnie zależna od nasłonecznienia, co znacznie ogranicza możliwości ich stosowania w celu całkowitego zastąpienia elektrowni bazujących na paliwach kopalnych. Nasłonecznienie na obszarze Polski jest niejednolite w skali roku, co jest przede wszystkim związane ze zmienną długością dnia – w zależności od pory roku. Poza szerokością geograficzną, która określa długość dnia i nocy, jako istotne czynniki należy wymienić: rzeźbę terenu, roślinność i zabudowania, które są szczególnie istotne przy instalacjach fotowoltaicznych budowanych na dachach budynków, jak również liczba pochmurnych dni w roku czy zanieczyszczenie powietrza [4]. Na dwie pory roku, tj. wiosnę i lato, przypada aż 80% całkowitej rocznej sumy nasłonecznienia, kiedy Słońce może być aktywne nawet do 16 godzin [5]. W sezonie jesienno-zimowym aktywność spada w skrajnych miesiącach do poziomu 8 godzin, a kąt padania promieni słonecznych na panele fotowoltaiczne jest niekorzystny. W Polsce najwyższy wskaźnik nasłonecznienia występuje w południowej części kraju: ok. 1150 kWh/m², natomiast najniższy jest w północno-wschodniej części [5] – wartości w tym regionie mogą wynosić mniej niż 1000 kWh/m² [5].

Pośrednim rozwiązaniem problemu związanego z niepokrywaniem się charakterystyk generowanej energii z instalacji fotowoltaicznych z charakterystyką dziennego zapotrzebowania na energię elektryczną jest stosowanie magazynów energii. Banki energii pozwalają na zmagazynowanie energii wytworzonej w szczycie produkcji i wykorzystanie jej w czasie, gdy energia wytwarzana przez instalację fotowoltaiczną jest niewystarczająca do pokrycia aktualnego zapotrzebowania. Kolejną wadą instalacji fotowoltaicznych jest ich niska sprawność, wynosząca obecnie około 17% (w zależności od technologii wykonania paneli fotowoltaicznych [2]) oraz problem z utylizacją paneli fotowoltaicznych po zakończeniu ich eksploatacji.

Założenia projektowe systemu

Podczas projektowania hybrydowego inwertera PV przyjęto następujące założenia:

• możliwość pracy instalacji po podłączeniu do sieci (on-grid) oraz przy odłączeniu od sieci (off-grid),
• współpraca z instalacją paneli fotowoltaicznych,
• współpraca z magazynem energii,
• możliwość dołączenia dodatkowego modułu ładowania baterii samochodu elektrycznego, która może również służyć jako zastępczy magazyn energii,
• zaciski odbiorcze 400 V do podłączenia odbiorników z podziałem na odbiorniki priorytetowe, jak i niepriorytetowe,
• możliwość pracy w wybranych warunkach zakłóceń w sieci,
• zdolność do pracy w zakresie automatyki mocy czynnej i biernej,
• dobór optymalnych algorytmów sterowania do warunków atmosferycznych panujących w Polsce.

Koncepcja inwertera

Na rysunku 1. przedstawiono topologię połączenia inwertera. Hybrydowy inwerter PV złożony jest z czterech przekształtników elektroenergetycznych.

Pierwszy z przekształtników (1) (rys. 1.) połączony jest z instalacją paneli PV i szyną 500 VDC. Przekształtnik ten, sterowany algorytmem MPPT (Maximum Power Point Tracking), odpowiedzialny jest za dostosowanie napięcia wyjściowego paneli do napięcia 500 VDC. Kolejnym przekształtnikiem (3) jest urządzenie podłączone na wyjściu magazynu energii. W celu zmniejszenia strat napięcie znamionowe zastosowanego magazynu energii powinno być jak najbliższe napięciu 500 VDC. Zastosowanie przekształtnika dwukierunkowego daje możliwość przesyłania energii w dwóch kierunkach, co pozwoli na ładowanie magazynu w chwilach, gdy energia generowana z paneli PV jest większa od energii pobieranej przez odbiorniki oraz rozładowywanie baterii, gdy brakuje energii do zasilania odbiorników. Osobny moduł z przekształtnikiem dwukierunkowym (4) przeznaczony jest do ładowania samochodu elektrycznego. Moduł ten wspiera technologię Vehicle-to-grid (V2G), pozwalającą na wykorzystanie baterii samochodu elektrycznego do zasilania urządzeń odbiorczych. Zastosowanie modułu ładowarki samochodowej wykorzystującej standard ładowania DC, zasilanego bezpośrednio z szyny DC, pozwoli na pominięcie konwersji napięcia sieciowego 400 VAC na napięcie stałe – jak ma to miejsce w stacjach ładowania samochodów elektrycznych zasilanych z napięcia sieciowego. Rozwiązanie to powoduje zmniejszenie strat energii i wydzielanego ciepła. Głównym elementem całego urządzenia jest falownik (2) zamieniający napięcie 500 VDC na napięcie sieciowe trójfazowe 400 VAC. Szyna odbiorcza 400 VDC przystosowana jest do podłączenia odbiorników priorytetowych (np. systemu alarmowego, serwerów itp.), które wymagają największej pewności zasilania, oraz odbiorników mniej priorytetowych, które zostaną wyłączone w przypadku małej ilości dostępnej energii. Ostatnim elementem układu jest rozłącznik izolujący urządzenie od sieci zasilającej.

W przypadku nadwyżki energii generowanej może być ona przesłana do sieci, natomiast w sytuacji wystąpienia zakłóceń w sieci (zanik napięcia, zbyt wysoka wartość napięcia) następuje rozłączenie od sieci, a urządzenie przechodzi w tryb pracy off-grid. Po ustąpieniu zakłóceń i po odpowiedniej zwłoce czasowej, pozwalającej na ustabilizowanie się stanu sieci (zadziałaniu automatyki SPZ), inwerter może powrócić do pracy z siecią praktycznie bez przerwy w zasilaniu.

Sposób sterowania inwerterem

Sterowanie przekształtnikiem DC-DC paneli PV (1) będzie zrealizowane za pomocą metody MPPT (Maximum Power Point Tracking), czyli śledzenia punktu mocy maksymalnej. Spośród metod sterowania MPPT wybrano metodę zaburzania i obserwacji P&O (Perturb & Observe), charakteryzującą się prostotą działania i przynoszącą wymierne efekty w postaci zwiększenia uzysku energii z generatora PV. Algorytm P&O jest algorytmem iteracyjnym, który do działania wymaga jedynie dwóch sygnałów wejściowych: prądu i napięcia paneli fotowoltaicznych. Na podstawie tych dwóch zmiennych obliczana jest aktualna moc. Działanie tej metody polega na wykryciu punktu pracy na charakterystyce prądowo-napięciowej (I–V) panelu fotowoltaicznego i porównaniu go z wartością otrzymaną z poprzedniej iteracji. Regulator wprowadza do układu zaburzenie polegające na niewielkim przyroście napięcia, a następnie porównuje wartość mocy obliczonej w danej chwili z wartościami obliczonymi w poprzednim cyklu działania. W przypadku wystąpienia wzrostu mocy następuje dalsze zwiększanie napięcia. Natomiast dojście algorytmu do punktu, w którym dalsze zwiększanie napięcia nie powoduje wzrostu mocy, skutkuje tym, że regulator zaczyna działać w odwrotną stronę, tj. następuje zmniejszenie napięcia [6]. W ten sposób regulator P&O znajduje punkt, w którym moc osiąga wartość maksymalną. Schemat blokowy algorytmu P&O przedstawiono na rysunku 2.

Przekształtniki dwukierunkowe (3 i 4 – rys. 1.), odpowiedzialne za ładowanie i rozładowywanie magazynu energii oraz baterii samochodu elektrycznego, umożliwiają przepływ mocy w obu kierunkach, co zaprezentowano na rysunku 3. 

Sterowanie przekształtnikami dwukierunkowymi magazynu energii i ładowarki samochodu elektrycznego będzie oparte na bilansie mocy pomiędzy produkcją a konsumpcją [7]:

P_PV + P_BAT = P_OBC +  ΔP    (1)

gdzie:

P_PV – moc paneli fotowoltaicznych,

P_BAT – moc baterii,

P_OBC – moc obciążenia,

ΔP – moc strat.

Przekształtniki dwukierunkowe będą umożliwiały indywidualne nastawienie parametrów, które pozwolą m.in. na zablokowanie rozładowywania baterii, ustawienie minimalnego poziomu rozładowania baterii w trybie on-grid i off-grid, wybór baterii ładowanej priorytetowo oraz nastawienie godziny ładowania baterii (dla samochodów elektrycznych).

Sterowanie falownikiem DC-AC (2), który jest sercem całego urządzenia, będzie odbywało się poprzez algorytm utrzymania napięcia i częstotliwości (V-f) oraz algorytm zarządzania mocą czynną i bierną (P-Q). Algorytm V-f oparty jest na pomiarze prądów i napięć po stronie szyny 500 VDC oraz dopasowaniu sterowania poprzez Modulację Szerokości Impulsu – PWM (Pulse-Width Modulation), która polega na zmianie szerokości impulsów w zależności od zadanej wartości napięcia i częstotliwości wyjściowej (Vref, fref). Na wyjściu urządzenia można podłączyć odbiorniki trójfazowe. Dodatkowym algorytmem sterowania będzie sterowanie mocą czynną i bierną (P-Q). Sterowanie to pozwoli na kompensację mocy biernej w przypadku nadwyżki energii produkowanej, której nie można oddać do sieci (np. w przypadku wzrostu napięcia w sieci przekraczającego dopuszczalne normy). Implementacja algorytmu P-Q pozwoli na zoptymalizowanie zużycia energii [7]. Sterowanie P-Q może być szczególnie opłacalne w przypadku odbiorców przemysłowych, którzy obecnie są prawnie zobligowani do opłat za energię bierną pobieraną z sieci. Energia bierna wprowadzona do systemu elektroenergetycznego może pomóc w regulacji napięcia w systemie oraz zmniejszyć straty spowodowane przesyłaniem energii biernej na duże odległości, co może być korzystne z punktu widzenia operatora sieci dystrybucyjnej. Należy mieć jednak na uwadze, że produkcja mocy biernej odbywa się kosztem wytwarzanej mocy czynnej. Schemat sterowania falownikiem przedstawiono na rysunku 4.

Podsumowanie

Energia elektryczna pozyskiwana z energii słonecznej ma bardzo wiele zalet w porównaniu z energią pozyskiwaną z paliw kopalnych. Energia słoneczna jest przyjazna środowisku, bezkosztowa i praktycznie niewyczerpana, co powoduje, że będzie ona dostępna dla wielu przyszłych pokoleń. Budowanie nowych jednostek wytwórczych opartych na odnawialnych źródłach energii pozwoli na częściowe, a może w przyszłości całkowite, uniezależnienie się od wyczerpujących się zasobów paliw kopalnych. Oczywiście odnawialne źródła energii przez niestabilność generowanej energii nie są w stanie obecnie wyprzeć całkowicie elektrowni węglowych w Polsce, ponieważ brakuje jeszcze technologii opłacalnego magazynowania dużych ilości energii, co stanowi obecnie globalne wyzwanie dla sektora energetycznego.

Zaprezentowane w artykule urządzenie jest ciekawą alternatywą dla najbardziej popularnych inwerterów pracujących w trybie on-grid. Poza możliwością uniezależnienia się od dystrybutora energii elektrycznej daje też możliwość współpracy z nim poprzez oddawanie nadwyżek energii do sieci, jak i bilansowanie mocy biernej oraz regulację napięcia w sieci, co może być korzystne nie tylko z punktu widzenia użytkownika, ale także operatora sieci dystrybucyjnej. Urządzenie łączy w sobie zalety urządzeń on-grid i off-grid. Zastosowanie magazynu energii elektrycznej pozwala na wykorzystanie zgromadzonych zasobów w sytuacjach, gdy aktualnie generowana energia nie wystarcza na pokrycie bieżącego zapotrzebowania. Natomiast zastosowanie przekształtnika pełniącego rolę ładowarki do samochodu elektrycznego pozwala na zminimalizowanie strat energii i wykorzystanie baterii samochodu do zasilania wybranych odbiorników. Urządzenie daje możliwość zarządzania całą siecią mikroinstalacji, pozwalając na optymalne wykorzystanie energii. Natomiast podział odbiorników na priorytetowe i mniej priorytetowe umożliwi zasilanie najważniejszych urządzeń w sytuacjach kryzysowych.

Podsumowując, ciągły wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, rozwój sektora fotowoltaicznego, rozwój technologii magazynowania energii, rozwój elektromobilności i coraz większe zainteresowanie zieloną energią mogą w przyszłości spowodować, że instalacje hybrydowe zastąpią instalacje on-grid.

* * *
Artykuł prezentowany był w formie referatu podczas  XXVI Sympozjum Naukowo-Technicznego „SEMAG 2022” w Mysłakowicach k. Jeleniej Góry w dniach 25–27 maja 2022 roku.

Literatura:

1. Forum Energii, raport  „Transformacja energetyczna w Polsce”, edycja 2022.
2. Instytut Energetyki Odnawialnej (2022), raport „Rynek fotowoltaiki w Polsce”, edycja X
3. International Renewable Energy Agency (2021) „Renewable capacity highlights”
4. J. Buriak, Ocena warunków nasłonecznienia i projektowanie elektrowni słonecznych z wykorzystaniem dedykowanego oprogramowania oraz baz danych, Zeszyty Naukowe Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej nr 40 (2014).
5. G. Kalda, A. Smorąg, Stan obecny sektora energetyki słonecznej w Polsce i prognoza jej wykorzystania w przyszłości, Zeszyty Naukowe Politechniki Rzeszowskiej nr 283 (2012).
6. A. Belkaid, I. Colak, K. Kayisli, Implementation of a modified P&O-MPPT algorithm adapted for varying solar radiation conditions, Electrical Engineering 99 (3).
7. S. Essaghir, M. Benchagra, N. El Barbri, Robust VF and PQ Control of a Photovoltaic System Connected to Grid with Battery Storage Management (2019), Przegląd Elektrotechniczny, ISSN 0033-2097, r. 95, nr 12/2019.