Wykorzystanie falownika PV do kompensacji mocy biernej
Using a photovoltaic inverter to reactive power compensation
Charakterystyka sterowania mocą bierną w funkcji napięcia dla falowników przyłączonych do sieci trójfazowo
W systemach z dużym udziałem OZE, charakteryzujących się zmiennością produkcji, zarządzanie mocą bierną wymaga dynamicznych i zaawansowanych rozwiązań. Stąd rosnące zainteresowanie wykorzystaniem falowników współpracujących z instalacją PV, które mogą nie tylko dostarczać moc czynną, ale też kompensować moc bierną, co zwiększa stabilność i bezpieczeństwo eksploatacji sieci elektroenergetycznej.
W artykule:
|
StreszczenieW artykule omówiono możliwość wykorzystania falowników współpracujących z modułami wytwarzania energii typu A i B (szczególnie z instalacją fotowoltaiczną PV) do kompensacji mocy biernej w sieciach elektroenergetycznych. Falowniki te, poza swoją główną funkcją przekształcania prądu stałego na sinusoidalnie zmienny, mogą pełnić rolę urządzeń kompensujących moc bierną. W artykule przedstawiono możliwości regulacyjne falowników i omówiono ich tryby pracy w odniesieniu do regulacji mocy biernej, a także omówiono korzyści, jak i wyzwania związane z integracją falowników w sieciach energetycznych. Wskazano również na regulacje prawne oraz normy techniczne, które mają wpływ na wdrożenie tego rozwiązania. |
AbstractThe article discusses the possibility of using inverters cooperating with type A and B power generation modules (especially with a photovoltaic PV installation) for reactive power compensation in power grids. These inverters, in addition to their main function of converting direct current to sinusoidally variable current, can be used as reactive power compensation devices. The article presents the control capabilities of inverters and discusses their operating modes in relation to reactive power regulation, as well as discusses the benefits and challenges associated with the integration of inverters in power grids. Legal regulations and technical standards that affect the implementation of this solution are also indicated. |
Wraz z dynamicznym rozwojem odnawialnych źródeł energii, takich jak fotowoltaika, wzrasta znaczenie nowoczesnych technologii wspierających stabilność systemu elektroenergetycznego. Jednym z kluczowych wyzwań w zarządzaniu sieciami zasilanymi przez źródła rozproszone jest kompensacja mocy biernej. Choć moc bierna nie służy bezpośrednio do zasilania odbiorników, to jest niezbędna np. do wytworzenia pola magnetycznego w urządzeniach elektrycznych. Właściwa gospodarka mocą bierną pozwala również na utrzymanie odpowiednich parametrów jakościowych energii – wartości napięcia. Tradycyjne metody kompensacji mocy biernej ustępują miejsca nowoczesnym rozwiązaniom, które mogą być realizowane chociażby poprzez urządzenia takie jak falowniki współpracujące z modułami wytwarzania energii. Urządzenia te, oprócz przekształcania prądu stałego na zmienny, mogą aktywnie uczestniczyć w zarządzaniu mocą bierną.
Jednym z kluczowych problemów związanych z mocą bierną w systemach elektroenergetycznych jest jej wpływ na wartość napięcia. Nadmiar mocy biernej może prowadzić do niebezpiecznego wzrostu napięcia powyżej dopuszczalnych przepisami wartości, podczas gdy jej niedobór – do obniżenia się napięcia. Tradycyjne urządzenia kompensujące moc bierną, takie jak kondensatory i dławiki, pełnią funkcję stabilizatorów napięcia, jednak ich działanie jest ograniczone i nie zawsze wystarczająco elastyczne.
W dobie rosnącej liczby rozproszonych źródeł energii, w tym instalacji fotowoltaicznych, problem zarządzania mocą bierną staje się jeszcze bardziej złożony. W systemach z dużym udziałem odnawialnych źródeł energii, charakteryzujących się zmiennością produkcji, zarządzanie mocą bierną wymaga dynamicznych i zaawansowanych rozwiązań. Stąd rosnące zainteresowanie wykorzystaniem falowników współpracujących z instalacją PV, które mogą nie tylko dostarczać moc czynną, ale również kompensować moc bierną, co zwiększa stabilność i bezpieczeństwo eksploatacji sieci elektroenergetycznej. Wykorzystanie falowników do kompensacji mocy biernej może przynieść wymierne korzyści materialne dla właściciela instalacji.
Kompensacja mocy biernej za pomocą falowników ma wiele zalet, które sprawiają, że staje się coraz bardziej popularnym rozwiązaniem, szczególnie w kontekście integracji odnawialnych źródeł energii. Główną zaletą jest elastyczność i dynamiczność działania. Falowniki, dzięki zaawansowanym algorytmom sterowania, mogą szybko reagować na zmiany zapotrzebowania na moc bierną, co pozwala na utrzymanie stabilności napięcia i minimalizację strat przesyłowych. Wykorzystanie istniejącej infrastruktury fotowoltaicznej do kompensacji mocy biernej eliminuje konieczność instalacji dodatkowych urządzeń, takich jak kondensatory czy dławiki, co redukuje koszty inwestycyjne i operacyjne. Dodatkowo falowniki PV poprawiają ogólną efektywność energetyczną systemu, sprzyjając lepszej integracji odnawialnych źródeł z siecią.
Oprócz tych zalet, kompensacja mocy biernej za pomocą falowników PV ma także pewne wady. Jednym z głównych wyzwań jest konieczność odpowiedniego zarządzania mocą czynną i bierną, co może prowadzić do zmniejszenia produkcji energii czynnej, szczególnie gdy priorytetem jest dostarczanie mocy biernej. Ponadto, falowniki PV mogą nie być w stanie dostarczyć odpowiedniej ilości mocy biernej w sytuacjach, gdy produkcja energii jest niska (np. w nocy). Innym wyzwaniem jest złożoność techniczna, która wymaga zaawansowanych systemów monitorowania i regulacji oraz dostosowania falowników do specyficznych warunków sieci.
W artykule omówiono wykorzystanie falowników współpracujących z modułami wytwarzania energii typu A i B do kompensacji mocy biernej. Przedstawiono tryby pracy falowników odnośnie do możliwości programowania charakterystyk regulacyjnych, ich funkcje w zarządzaniu mocą bierną oraz potencjalne korzyści wynikające z ich stosowania. Ponadto przeanalizowano wymagania, które muszą spełniać takie instalacje w ramach obowiązującego rozporządzenia NC RfG (Network Code Requirements for Generators) [1].
Wymagania dotyczące regulacji mocy biernej poprzez falowniki współpracujące z modułami wytwarzania typu A
Zgodnie z rozporządzeniem NC RfG, moduły wytwarzania typu A i B odnoszą się do różnych kategorii jednostek wytwórczych, w zależności od ich mocy zainstalowanej oraz połączenia z systemem elektroenergetycznym. Moduły typu A obejmują najmniejsze instalacje o mocy zainstalowanej nieprzekraczającej 200 kW, podłączone zazwyczaj do sieci niskiego napięcia. Obejmują one typowe instalacje prosumentów. Moduły wytwarzania energii typu B to jednostki o większej mocy wytwórczej – do 10 MW, zazwyczaj podłączone do sieci średniego napięcia. Podział modułów w zależności od mocy zamieszczono w tabeli 1. [2–6].
Tab. 1. Klasyfikacja modułów wytwarzania energii
Ponadto w aktualnie obowiązujących przepisach zdefiniowano mikroinstalację. Mikroinstalacja to instalacja odnawialnych źródeł energii, podłączona do sieci o napięciu poniżej 110 kV, której moc zainstalowana nie przekracza 50 kW [7–11].
Poszczególni OSD (Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych) w dokumencie IRiESD (Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej) zawarli wymagania dotyczące regulacji mocy biernej dla mikroinstalacji. Mikroinstalacja ma być zdolna do działania w następujących trybach sterowania:
a) sterowanie mocą bierną w funkcji napięcia (tryb Q(U)) jako tryb podstawowy,
b) sterowanie współczynnikiem mocy w funkcji generacji mocy czynnej (tryb cos φ(P)), jako tryb alternatywny,
c) cos φ stałe, nastawiane w granicach od cos φ = 0,9 ind do cos φ = 0,9 poj, jako tryb dodatkowy.
Co istotne, konfiguracja trybów sterowania oraz ich aktywacja i dezaktywacja muszą być możliwe do ustawienia w miejscu zainstalowania falownika. Wymagane jest również zapewnienie ochrony przed nieuprawnioną ingerencją w ustawienia trybów pracy, gdyż zmiana trybów pracy nie może być dokonana samodzielnie przez właściciela mikroinstalacji.
Dodatkowo mikroinstalacja przyłączona przez falownik musi być zdolna do pracy w normalnych warunkach eksploatacji w paśmie tolerancji napięcia od 0,85 Un do 1,1 Un z następującą mocą bierną:
- gdy generowana moc czynna P wynosi ≥ 20% Pmax, jednostka musi pracować ze współczynnikiem mocy w zakresie regulacyjnym od cos φ = 0,9 indukcyjnie do cos φ = 0,9 pojemnościowo,
- gdy generowana moc czynna P jest < 20% Pmax, moc bierna nie może przekraczać 10% mocy znamionowej.
Powyższe warunki przedstawiono na rysunku 1.
Rys. 1. Zdolność do regulacji mocy biernej mikroinstalacji
Sterowanie mocą bierną w funkcji napięcia Q(U) dla mikroinstalacji (tryb podstawowy) polega na automatycznej regulacji mocy biernej w zależności od poziomu napięcia w punkcie przyłączenia do sieci. Wymagania te są wprowadzane w celu stabilizacji napięcia i poprawy jakości dostarczanej energii.
W trybie Q(U) falownik automatycznie dostosowuje ilość generowanej lub pobieranej mocy biernej, aby utrzymać napięcie w zadanym zakresie. Gdy napięcie w punkcie przyłączenia rośnie, mikroinstalacja powinna pobierać moc bierną (charakter indukcyjny), a gdy napięcie obniża się – generować moc bierną (charakter pojemnościowy). Mikroinstalacja powinna działać zgodnie z wyznaczonymi przez operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) parametrami tej charakterystyki. Mikroinstalacje pracujące w trybie Q(U) muszą mieć możliwość płynnej regulacji mocy biernej w zadanym przedziale napięcia, zwykle w granicach od 0,9 indukcyjnie do 0,9 pojemnościowo, w zależności od potrzeb sieci. Celem tych wymagań jest zwiększenie stabilności systemu elektroenergetycznego, szczególnie w przypadku sieci z dużym udziałem rozproszonych źródeł energii odnawialnej, takich jak mikroinstalacje fotowoltaiczne. Wymagane kształty charakterystyk Q(U) przedstawiono na rysunku 2. (dla falownika przyłączonego 3-fazowo) i rysunku 3. (dla falowników 1-fazowych).
Rys. 2. Charakterystyka sterowania mocą bierną w funkcji napięcia dla falowników przyłączonych do sieci trójfazowo
Rys. 3. Charakterystyka sterowania mocą bierną w funkcji napięcia dla falowników przyłączonych do sieci jednofazowo
Charakterystyka ta powinna zostać aktywowana i poprawnie ustawiona przez instalatora instalacji PV. Punkty graniczne na charakterystyce: maxQpob = –0,4843 PD (odpowiada cos φ = 0,9 ind); maxQgen = 0,4843 PD (odpowiada cos φ = 0,9 poj); Uprog1 = 0,94 U p.u.; Uprog2 = 1,06 U p.u. Umin = 0,92 U p.u.; Umax = 1,08U p.u.; statyzm = 2,222, gdzie PD – projektowana moc czynna. Prosument nie może ingerować w kształt tej charakterystyki.
W trybie sterowania współczynnikiem mocy cos φ(P) (tryb alternatywny), regulacja odbywa się zgodnie z charakterystyką przedstawioną na rysunku 4.
Rys. 4. Charakterystyka sterowania współczynnikiem mocy w funkcji generowanej mocy czynnej
Zaleca się, aby tempo zmian mocy biernej było zgodne z tempem zmian mocy czynnej oraz zsynchronizowane z dynamiką tych zmian. Jak wynika z charakterystyki zaprezentowanej na rysunku 4., instalacja pracuje ze współczynnikiem mocy równym 1 w zakresie generowanej mocy czynnej od 0 do 50% mocy znamionowej. Po dalszym wzroście generowanej mocy czynnej współczynnik mocy zmienia się, osiągając wartość cos φ = 0,9 ind dla mocy znamionowej.
Ostatnim, dodatkowym trybem regulacji mocy biernej jest stała wartość współczynnika mocy, nastawiana w granicach od cos φ = 0,9 ind do cos φ = 0,9 poj. Aktywowany i odpowiednio ustawiony ten tryb pracy będzie powodował, że niezależnie od wartości napięcia w sieci czy też generowanej mocy czynnej, falownik będzie pracował ze stałym współczynnikiem mocy.
Przeprowadzona analiza dostępnych na rynku falowników wykazała, że wszystkie rozpoznane falowniki posiadały tryb sterowania mocą bierną w funkcji napięcia (tryb Q(U)) oraz tryb sterowania współczynnikiem mocy w funkcji generacji mocy czynnej (tryb cos φ(P)). Natomiast tylko w połowie analizowanych falowników można było aktywować tryb stałego współczynnika mocy.
Wymagania dotyczące regulacji mocy biernej poprzez falowniki współpracujące z modułami wytwarzania typu B
Wymagania dotyczące regulacji mocy biernej w jednostkach wytwórczych kategorii B można znaleźć w następujących dokumentach:
- Kodeks sieciowy (NC RfG) – Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14.04.2016 ustanawiające kodeks wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci [1].
- Wymogi ogólnego stosowania wynikające z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG), PSE S.A., Konstancin-Jeziorna, dn. 18.12.2018 [12],
- Projekt zaktualizowanych wymogów ogólnego stosowania wynikające z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG) [13].
- Norma 50549-1 dotycząca instalacji wytwórczych typu A i B, przyłączonych do dystrybucyjnej sieci nn [14],
- Norma 50549-2 dotycząca instalacji wytwórczych typu A i B, przyłączonych do dystrybucyjnej sieci SN [15].
- Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD) poszczególnych OSD [2-6].
Dotychczas obowiązujące wymagania dotyczące regulacji mocy biernej zakładają [12], że instalacje te muszą mieć zdolność do generowania oraz pobierania mocy biernej przy współczynniku mocy wynoszącym co najmniej cos φ = 0,95 w punkcie przyłączenia do sieci. Zależność ta jest przedstawiona na rysunku 5.
Rys. 5. Charakterystyka sterowania mocą bierną w funkcji generowanej mocy czynnej
W przypadku, gdy jednostka pracuje przy obciążeniu mocy czynnej poniżej pełnej mocy maksymalnej (do 10% mocy maksymalnej), musi ona dostarczyć pełną dostępną moc bierną, zgodnie z jej technicznymi możliwościami, przy czym minimalne wymagania obejmują zachowanie współczynnika mocy na poziomie cos φ = 0,95, zarówno w kontekście poboru, jak i generacji mocy biernej. Natomiast przy bardzo niskim obciążeniu, poniżej 10% mocy maksymalnej, jednostka powinna również udostępnić pełną możliwą moc bierną, jednak szczegółowe wymagania w tym zakresie należy uzgodnić indywidualnie z operatorem systemu, biorąc pod uwagę specyfikę falownika oraz warunki pracy sieci.
W obecnie aktualizowanych przepisach [13] wymagania minimalne dotyczące regulacji mocy biernej przez PPM przedstawiono na profilu U-Q/Pmax, co zaprezentowano na rysunku 6., na którym U-Q/Pmax oznacza wartość względną napięcia w zakresie zmian mocy biernej (Q) w stosunku do mocy maksymalnej (Pmax).
Rys. 6. Minimalne wymagania regulacji mocy biernej w funkcji generowanej mocy czynnej i wartości napięcia
PPM oznacza moduł parku energii, oznaczający jednostkę lub zestaw jednostek wytwarzających energię elektryczną, który jest przyłączony do sieci niesynchronicznie lub poprzez układy energoelektroniczne.
W przypadku generacji przez PPM mocy czynnej poniżej mocy maksymalnej, wymaganą zdolność do zapewnienia mocy biernej w punkcie przyłączenia przedstawiono na rysunku 7.
Rys. 7. Charakterystyka wymaganej zdolności do zapewnienia mocy biernej w punkcie przyłączenia
Charakterystyka P-Q/Pmax prezentuje stosunek rzeczywistej mocy czynnej PPM do mocy maksymalnej, względem stosunku mocy biernej (Q) do mocy maksymalnej (Pmax).
W przypadku obciążenia PPM mocą czynną poniżej 0,1 mocy maksymalnej należy udostępnić całą dostępną moc bierną, zgodnie z możliwościami technicznymi. Dodatkowo PPM musi posiadać zdolności techniczne do skompensowania mocy biernej w punkcie przyłączenia przy braku generacji mocy czynnej. Jeżeli natomiast wymagana jest praca przy napięciu poniżej 0,9 pu w punkcie przyłączenia, wówczas PPM powinien udostępnić całą dostępną moc bierną, zgodnie ze swymi możliwościami technicznymi.
Przedstawione powyżej wymagania odnoszą się do modułów wytwarzania energii elektrycznej, przyłączonych do sieci dystrybucyjnych. Jednak coraz więcej zakładów przemysłowych decyduje się na instalację własnych źródeł energii, często deklarując, że wytworzona w tych źródłach energia nie będzie przesyłana do sieci dystrybucyjnych, a w pełni posłuży do autokonsumpcji. W takich przypadkach możliwe jest zastosowanie opisanych, wybranych trybów regulacji mocy biernej w obrębie zakładu przemysłowego celem uzyskania wymaganego współczynnika mocy czy też wartości napięcia na szynach stacji.
Podsumowanie
Obecnie w wielu przypadkach, ze względu na dużą koncentrację instalacji PV w niektórych obszarach sieci, dochodzi do wzrostu napięcia powyżej 253 V, a tym samym do wyłączeń falowników (występuje zadziałanie zabezpieczeń nadnapięciowych w falownikach). Sytuację tę mogą zminimalizować poprawnie ustawione charakterystyki w zakresie regulacji mocy biernej przez falowniki. Na podstawie przeprowadzonych analiz i badań symulacyjnych można stwierdzić, iż stosowane obecnie w Polsce przepisy w tym zakresie są aktualne, a kształt charakterystyki Q(U), która jest obecnie wymagana we wszystkich instalacjach prosumentów, jest optymalny i uwzględnia pewien kompromis pomiędzy interesami OSD a prosumentami. Z doświadczeń eksploatacyjnych jednak wynika, że w wielu przypadkach charakterystyka ta albo nie została aktywowana, albo nie została ustawiona poprawnie przez instalatora. Należy również zadbać o to, aby użytkownik mikroinstalacji nie miał możliwości dostępu do zaawansowanych ustawień falownika.
W zakładach przemysłowych, w których zainstalowano odnawialne źródła energii, przyłączone do sieci energetycznej poprzez falowniki, można wykorzystać przedstawione w artykule ich funkcje regulacyjne w zakresie kompensacji mocy biernej. Wykorzystanie istniejącej infrastruktury fotowoltaicznej do kompensacji mocy biernej w wielu przypadkach może wyeliminować konieczność instalacji dodatkowych urządzeń, takich jak kondensatory czy dławiki, co wydatnie redukuje koszty inwestycyjne i operacyjne.
Literatura
- Kodeks sieciowy (NC RfG) – Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14.04.2016 ustanawiające kodeks wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci. (Dz.U. UE L 112/1 z 27.4.2016).
- Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (IRiESD) – ENEA Operator Sp. z o.o. obowiązuje od 1.01.2023 r., wersja 2.3.
- Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (IRiESD) – TAURON Dystrybucja S.A, obowiązuje od 1.07.2022 r.
- Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (IRiESD) – PGE Dystrybucja S.A obowiązuje od 20.02.2023 r.
- Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (IRiESD) – ENERGA Operator S.A obowiązuje od 1.01.2023 r.
- Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (IRiESD) – STOEN Operator Sp. z o.o. obowiązuje od 1.01.2023 r.
- Zbiór wymagań dla modułów wytwarzania energii typu A, w tym mikroinstalacji, ENEA Operator Sp. z o.o.
- Zbiór wymagań dla modułów wytwarzania energii typu A, w tym mikroinstalacji, TAURON Dystrybucja S.A – wersja z 31.12.2019 r.
- Zbiór wymagań dla modułów wytwarzania energii typu A, w tym mikroinstalacji, PGE Dystrybucja S.A – wersja 2, 1.01.2020 r.
- Zbiór wymagań dla modułów wytwarzania energii typu A, w tym mikroinstalacji, ENERGA Operator S.A – wersja z 23.01.2020 r.
- Zbiór wymagań dla modułów wytwarzania energii typu A, w tym mikroinstalacji, STOEN Operator Sp. z o.o. – wersja z 25.10.2019 r.
- Wymogi ogólnego stosowania wynikające z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG), PSE S.A., Konstancin-Jeziorna, 18.12.2018.
- Zaktualizowane wymogi ogólnego stosowania wynikające z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG).
- PN-EN 50549-1:2019 Wymagania dla instalacji wytwórczych przeznaczonych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych - Część 1: Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej nn – Instalacje wytwórcze aż do typu B włącznie.
- PN-EN 50549-2:2019 Wymagania dla instalacji wytwórczych przeznaczonych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych - Część 2: Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej SN – Instalacje wytwórcze aż do typu B włącznie.
