Wpływ mikroinstalacji na parametry jakości energii elektrycznej w punkcie przyłączenia

Przykładem w tym zakresie są intensywne prace nad wprowadzeniem norm obejmujących metodologię oceny możliwości przyłączenia źródeł rozproszonych do sieci rozdzielczych niskiego napięcia. Mowa tu choćby o projekcie normy VDE-AR-N-4105:2011-08 [24] czy propozycjach komisji IEC takich jak IEC/TR 61000-3-15 [13] lub normie PN-EN: 50438:2010 [15].

Ponadto opracowywane są przekrojowe prace porównawcze rozwiązań stosowanych w różnych krajach, w szczególności opracowanych przez CIGRE [2, 3], IEEE [9, 12] oraz innych autorów [1, 4, 5, 8].

Wpływ źródła na pracę sieci elektroenergetycznej jest wypadkową kilku elementów:

• warunków panujących w punkcie przyłączenia, określonych przez moc zwarciową w punkcie przyłączenia S_kPCC, oraz tzw. tła, czyli parametrów jakościowych pracy sieci elektroenergetycznej,
• podstawowych parametrów i charakterystyk regulacyjnych źródła,
• cech kompatybilnościowych urządzeń składających się na instalację przyłączeniową źródła.

Efekt przyłączenia źródła sieci o zadanej mocy zwarciowej może zostać oceniony na podstawie analizy wskaźników jakościowych oraz oceny współpracy regulacyjnej źródła z siecią elektroenergetyczną.

Do podstawowej grupy wskaźników jakościowych należą parametry jakości napięcia stosowane w klasycznej analizie jakości energii elektrycznej [6, 14, 21, 25]. Są to:

• zmiany częstotliwości (f),
• zmiany poziomu napięcia:
• wolne zmiany napięcia (Du_a),
• nagłe zmiany napięcia (Du_max.),
• wahania napięcia określone współczynnikiem, migotanie światła (P_st, P_lt),
• asymetria napięcia (k_u2),
• harmoniczne, interharmoniczne, subharmoniczne oraz składowa stała rozkładu widmowego napięcia (THDU, U_n/U₁, U_dc),
• zaburzenia takie jak:
  - zapady,
  - przepięcia,
  - przerwy (krótkie, długie, krytyczne),
  -składowe przejściowe,
  - zaburzenia komutacyjne,
• zakłócenia transmisji sygnałów komunikacyjnych.

Grupę wskaźników jakościowych rozszerzają parametry jakościowe dotyczące odkształceń prądów, takie jak:

• asymetria prądu (k_i2),
• harmoniczne, interharmoniczne, subharmoniczne oraz składowa stała rozkładu widmowego prądu (THDI, I_n/I_i, I_dc).

Wśród dodatkowych elementów dotyczących współpracy źródła z siecią elektroenergetyczną należy również wyróżnić stosowane charakterystyki regulacyjne:

• charakterystyki regulacyjne współczynnika mocy i wpływu na gospodarkę mocą bierną,
• charakterystyki pracy w warunkach podnapięciowych oraz nadnapięciowych,
• charakterystyki pracy w warunkach zmiany częstotliwości sieciowej,
• wpływ na warunki zwarciowe.

Na obecnym etapie obowiązujących przepisów w zakresie mikroźródeł nie istnieją odrębne edycje norm poświęconych całościowo zagadnieniom dopuszczalnej emisji zaburzeń generowanych przez mikroźródła. Przyjęte stanowisko traktuje mikroźródło jako urządzenie, odbiornik.

A zatem podawane limity emisji zaburzeń dla mikroźródeł traktowane są często tożsamo z poziomami emisji odbiornika. Świadczą o tym zapisy norm wprowadzonych dla mikroźródeł, jak PN-EN:50438 [15], gdzie wyraźnie nakazuje się przyjmować poziomy emisji zaburzeń wprowadzanych przez źródła tak jak dla odbiornika.

Innym przykładem są dedykowane projekty norm VDE-AR-N-4105 [24] czy IEC/TR 61000-3-15 [13]. Przyjęte poziomy tolerancji parametrów jakościowych dla układów mikro- i małej generacji opierają się więc na limitach emisji zaburzeń dla odbiorników (część 3. norm z serii IEC 61000).

Wśród wybranych norm mających bezpośredni bądź pośredni wpływ na zdefiniowanie poziomów zaburzeń jakościowych wyróżnić można normy [14÷21]. Jednocześnie w odniesieniu do zapisów norm i projektów norm przeznaczonych bezpośrednio dla układów generacji rozproszonej (PN-EN: 50438 [15], VDE-AR-4105 [24] czy IEC/TR 61000-3-15 [15]) dąży się do zdefiniowania znormalizowanych stanowisk badawczych oraz procedury testów pomiarowych, na podstawie których weryfikuje się certyfikaty zgodności dla mikroźródeł. Przykład takiego stanowiska dla badań źródeł typu fotowoltaicznego proponowany w [13] przedstawia rysunek 1.

Uzupełnieniem prac normalizacyjnych zmierzających do określenia metodyki badań emisji zaburzeń mikroźródeł jest określanie wartości dopuszczalnych parametrów jakościowych w odniesieniu do warunków mocy zwarciowej w punkcie przyłączenia S_kPCC.

Jako przykład może posłużyć sposób wyznaczania dopuszczalnych wartości emisji harmonicznych w prądzie w zależności od wartości S_kPCC podany w projekcie VDE-AR-4105 [24].

Poza oceną współpracy źródeł z siecią elektroenergetyczną w zakresie emisyjności danych klas zaburzeń rozważa się dodatkowo ocenę współpracy źródła z siecią przy wymuszonych charakterystykach regulacyjnych.

Podstawową charakterystyką regulacyjną mikroźródeł jest charakterystyka sterowania mocą czynną w zależności od częstotliwości napięcia zasilającego P(f), przedstawiona na rysunku 2.

Przytoczona ilustracja charakterystyki P(f) dotyczy właściwie reakcji źródła na zmianę częstotliwości sieci i wprowadza konieczność ograniczania mocy generowanej w przypadku wzrostu częstotliwości powyżej 50,2 Hz. Zmian koordynat charakterystyki może dokonać operator systemu dystrybucyjnego.

Innym przykładem zależności regulacyjnych, które mogą mieć wpływ na ocenę współpracy źródła z siecią elektroenergetyczną, jest charakterystyka kontroli współczynnika mocy cos φ = f(P) określająca zależność pomiędzy wytwarzaną mocą czynną a wielkością i charakterem mocy biernej.

Ze względu na relację pomiędzy wytwarzaną mocą czynną i wytwarzaną, bądź pobieraną, mocą bierną dopuszcza się pracę mikroźródła w dwóch trybach:

• pracę ze stałym (zadanym) współczynnikiem mocy cos j,
• pracę ze zmiennym współczynnikiem mocy w zależności od produkcji mocy czynnej na podstawie zadanej przez operatora charakterystyki cos φ = f(P).

W reżimie stałego współczynnika mocy określa się, iż w zależności od mocy osiągalnej S_Emax współczynnik mocy nie może być mniejszy od wartości zawartej w przedziale 0,9–0,95. Jeśli mikroźródło ma techniczne możliwości regulacji mocy biernej, np. generator synchroniczny, asynchroniczny podwójnie zasilany lub źródło z przekształtnikiem, to możliwy jest udział takiego źródła w regulacji mocy biernej w sieci rozdzielczej nn.

Udział ten realizowany jest poprzez implementację charakterystyki współczynnika mocy w zależności od produkcji mocy czynnej cos φ = f(P), zwanej również charakterystyką Q(P), gdyż wyznacza rekomendowane koordynaty mocy biernej w stosunku do poziomu wytwarzanej mocy czynnej. Charakterystyki te mogą mieć kształt standardowy bądź mogą zostać zadane przez operatora systemu elektroenergetycznego.

Przykład standardowej charakterystyki cos φ = f(P) dla źródeł o mocy do 13,8 kVA przedstawia rysunek 3.

Do 20% generacji mocy czynnej osiągalnej dopuszczalna jest zarówno generacja, jak i pobór mocy biernej.

W zakresie od 20% do 50% mocy czynnej osiągalnej mikrogenerator pracuje jako źródło mocy czynnej, tj. przy cos φ= 1.

Pracy powyżej 50% mocy czynnej osiągalnej towarzyszy pobór mocy biernej, tzw. praca w kierunku pojemnościowego współczynnika mocy cos φ_poj, co podyktowane jest koniecznością redukcji poziomu napięcia w punkcie przyłączenia wywołanej produkcją mocy czynnej.

Stopień udziału poboru mocy biernej w stosunku do generacji mocy czynnej zależy od wielkości jednostki generacji i wynosi cos j_poj = 0,95 dla jednostek o S_Emax < 13,8 kVA oraz cos φ_poj = 0,9 dla jednostek o S_Emax > 13,8 kVA.

Ponadto źródła podlegają zasadom wyłączeń determinowanym przez kryteria zabezpieczeniowe od współpracy z siecią chroniące system generacji przed pracą w warunkach nadnapięciowych, podnapięciowych, nadczęstotliwościowych, podczęstotliwościowych.

Celem działania kryteriów zabezpieczeniowych jest między innymi utrzymanie stabilności pracy systemu, uniknięcia zmian częstotliwości sieciowej i rozsynchronizowania, a także uniknięcia ryzyka niezamierzonej pracy wyspowej. W tabeli 1. zebrano przykładowe nastawy zabezpieczeń i wymaganych czasów wyłączeń w kilku krajach Europy opracowane w [8] oraz [15].

Problematyka oceny wpływu mikroźródła na poziom całkowitych zaburzeń w sieci nn, do której źródło jest przyłączone, jest więc procesem złożonym, który powinien zawierać zarówno ocenę elementów formalnych, tj. zgodność elementów źródła z odpowiednimi normami kompatybilnościowymi i branżowymi, jak również ocenę poziomu wskaźników jakościowych występujących w sieci przy pracy źródła w danym punkcie przyłączenia. Może się bowiem okazać, że zainstalowanie w danym punkcie sieci źródła spełniającego wszystkie wymogi emisji zaburzeń może spowodować przekroczenie poziomów dopuszczalnych wybranych parametrów jakościowych w węzłach sieci, ze względu na istniejące warunki pracy sieci lub udział innych źródeł.

Przykładem może być wypadkowy efekt zmiany poziomu napięcia, czy też wypadkowy efekt udziału harmonicznych lub wypadkowy efekt migotania światła, gdzie ocena wpływu źródła odnosi się do wszystkich węzłów sieci. Celowo zatem poziomy emisji zaburzeń dla źródeł ustalane są na niższym poziomie niż poziomy dla sieci rozdzielczej.

Porównanie dopuszczalnych wartości wskaźników jakości energii (napięć i prądów) dla mikroźródeł i sieci rozdzielczych nn przedstawiono w tabeli 2. Porównanie wykonano na podstawie przeglądu norm i przepisów [14÷23].

Celem pracy jest wykazanie zależności pomiędzy warunkami zwarciowymi panującymi w punkcie przyłączenia a możliwym poziomem zmian parametrów jakościowych spowodowanych przyłączeniem źródła o zadanej charakterystyce. Praca przedstawia również przykładowe wyniki obliczeń oraz rejestracji i analiz wybranych parametrów jakości energii elektrycznej, wyznaczone w punkcie przyłączenia systemu generacji fotowoltaicznej składającego się z trzech jednostek generacji wykorzystujących różne technologie paneli fotowoltaicznych oraz różne układy przekształtnikowe skojarzenia z siecią. W pracy przeprowadzono porównania oszacowań obliczeniowych i wartości pomiarowe.

Oszacowanie wpływu mikroinstalacji na parametry jakościowe w punkcie przyłączenia

Zmiana poziomu napięcia (Δu_a) wywołana przyłączeniem źródła o mocy S_Emax w punkcie przyłączenia o mocy zwarciowej S_kPCC, reprezentowanym również przez impedancję zwarcia w punkcie przyłączenia Z_kPCC=R_kPCC+jX_kPCC, zależy od trybu pracy źródła.

Analizując charakterystykę regulacyjną cos φ(P) w przypadku pracy źródła ze współczynnikiem mocy o charakterze indukcyjnym cos φ_ind (wytwarzanie mocy biernej indukcyjnej) obserwujemy wzrost napięcia, który można oszacować poprzez wyrażenie:

Praca źródła ze współczynnikiem mocy o charakterze pojemnościowym cos φpoj (źródło pobiera moc bierną indukcyjną) powoduje wzrost napięcia spowodowany wytwarzaniem mocy czynnej, ale korygowany o spadek napięcia części biernej. Zmiana napięcia określona jest wtedy zależnością:

Praca źródła w trybie wytwarzania tylko mocy czynnej, tj. ze stałym współczynnikiem mocy cos φ = 1, tj. φ = 0^o, powoduje podwyższenie napięcia w obliczeniowym punkcie przyłączenia o wartość:

Prace [3, 8, 15, 24] zawierają zapisy, iż dla normalnego układu pracy sieci zmiana poziomu napięcia spowodowana pracą wszystkich jednostek wytwórczych w sieci nn nie powinna przekroczyć w żadnym z punktów tej sieci, w tym w rozpatrywanym punkcie przyłączenia mikroźródła, 3% poziomu napięcia bez generacji.

Nagłe zmiany napięcia (Δu_max) w punkcie przyłączenia jednostki generacji o zadanym charakterze rozruchu można oszacować z wykorzystaniem współczynnika rozruchu:

gdzie:

S_kPCC – moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej,

S_Emax. – osiągalna moc pozorna jednostki generacji,

I_aE – prąd rozruchowy jednostki generacji,

I_rE – znamionowy prąd ciągły jednostki generacji,

k – współczynnik rozruchu,

R_k – współczynnik zwarciowy.

Jeśli współczynnik rozruchu k nie jest znany na podstawie dokładnych danych jednostki generacji, to można przyjąć wartości referencyjne:

• k = 1,2 – dla jednostek generacji przyłączanych przez inwerter, jak np. układy fotowoltaiczne,
• k = 1,2 – dla generatorów synchronicznych,
• k = 4 – dla generatorów asynchronicznych włączanych do sieci po doprowadzeniu do 95÷105% prędkości synchronicznej,
• k = 8 – dla generatorów asynchronicznych z rozruchem silnikowym (włączanych do sieci jako silnik).

W nawiązaniu do laboratoryjnych badań urządzeń, wykonywanych w celu stwierdzenia zgodności z normami 61000-3-3/3-11 [19, 20] dotyczącymi badań emisji nagłych zmian napięcia, można stwierdzić, że rekomendowane badania emisyjności wykonuje się przy współczynniku zwarciowym R_k nie mnieszym niż 33,3.

Jeśli dane urządzenie nie posiada certyfikatu zgodności z normami 61000-3-3/3-11, to należy wymagać od producenta określenia maksymalnej dopuszczalnej wartości impedancji zwarciowej sieci Z_max. w miejscu przyłączenia bądź poziomu współczynnika R_k, zapewniającej spełnienie kryterium szybkich zmian napięcia.

Przegląd opracowań poświęconych współpracy źródeł rozproszonych z siecią elektroenergetyczną [3, 8, 15, 24] wskazuje rekomendacje przeniesienia wytycznych dla odbiorników na układy źródeł rozproszonych.

W efekcie można znaleźć stwierdzenie, iż dla poziomu współczynnika zwarciowego R_k nie mniejszego niż 33,3 zmiany napięcia w punkcie przyłączenia systemu generacji spowodowane operacjami łączeniowymi źródła w normalnych warunkach pracy sieci nie powinny przekroczyć 3% napięcia znamionowego U_N w punkcie przyłączenia, przy czym wartość ta nie może występować częściej niż raz na 10 minut.

Parametrami technicznymi służącymi ocenie wahań napięcia są współczynnik długookresowego migotania światła P_lt oraz współczynnik krótkookresowego migotania światła P_st.

W przypadku wytycznych dla jednostek generacji odnajduje się nawiązanie do badań odbiorników według norm 61000-3-3/3-11 [19, 20]. Przegląd prac [3, 8, 15, 24] w nawiązaniu do [19, 20] pozwala wskazać dopuszczalną wartość wskaźnika P_lt nie wyższą niż 0,65 oraz wskaźnika P_st nie większą niż 1.

W przypadku włączania do sieci źródeł jednofazowych istnieje zagrożenie powstania asymetrii napięć. Jednym ze sposobów oceny asymetrii jest wykorzystanie współczynnika asymetrii napięciowej k_u2 wyrażonego jako stosunek składowej przeciwnej napięcia do składowej zgodnej. W nawiązaniu do [24] można oszacować wpływ pracy źródła jednofazowego na asymetrię napięć na podstawie:

W pracach [3, 8, 15, 24] udział harmonicznych w prądzie źródła proponuje się oceniać na takich samych zasadach jak badania emisyjności harmonicznych w prądzie odbiorników. W zakresie dopuszczalnej emisji harmonicznych dla mikroźródeł o prądzie do 16 A znajdują zastosowanie zapisy normy PN-EN 61000-3-2 [17] z ulokowaniem układów mikrogeneracji jako urządzeń klasy „A”.

W załączniku C.3.3 normy PN-EN 50438 [15] znajduje się zapis, który wskazuje, iż „producenci powinni określić procedurę badań potwierdzających zgodność z ograniczeniami według normy PN-EN 61000-3-2 dla klasy A”.

Wprowadzona norma PN-EN 50438 dotyczy mikrogeneratorów o prądzie znamionowym do 16 A. Biorąc pod uwagę zapożyczenie elementów normy kompatybilnościowej PN-EN 61000‑3‑2 dla mikroźródeł do 16 A, w rozważaniach na temat poziomów dopuszczalnych emisji harmonicznych w prądzie mikroźródeł o prądach znamionowych od 16 A do 75 A można kierować się analogicznymi zapisami normy dla odbiorników o tym zakresie prądów, tj. PN-EN 61000-3-12 [18]. Ponadto projekt normy VDE [24] wprowadza możliwość wyznaczania wartości dopuszczalnych poszczególnych harmonicznych w prądzie w odniesieniu do mocy zwarciowej w punkcie przyłączenia, podając dopuszczalny udział harmonicznej względem mocy zwarciowej w punkcie przyłączenia w A/MVA.

W przypadku źródeł rozproszonych podejmuje się również wymagania dla składowej stałej prądu I_dc.

Przegląd prac [2, 7, 9, 12] wskazuje, iż w większości krajów przyjmuje się, iż układy generacji bazujące na przekształtnikowym skojarzeniu z siecią elektroenergetyczną nie powinny wprowadzać składowej stałej prądu większej niż 0,5% prądu znamionowego jednostki generacji. Jednocześnie wprowadza się rozróżnienie dla układów przekształtnikowych transformatorowych i beztransformatorowych.

Ocena harmonicznych w napięciu źródła nie jest podejmowana. Założeniem jest idealny symetryczny przebieg sinusoidalny. Kontrola udziału harmonicznych w napięciu przeprowadzana jest z poziomu sieci dystrybucyjnej zgodnie z [14] oraz [15].

Załamania komutacyjne napięcia (d_com), typowe dla układów przekształtnikowych, wyraża się poprzez współczynnik reprezentujący względną głębokość szybkiego załamania fali napięcia o charakterze komutacyjnym, odniesioną do wartości nominalnej.

W normie PN-EN 50438 [15] brak jest wpisów dotyczących bezpośrednio załamań komutacyjnych. Pewnym odniesieniem mogą być dane podawane w standardzie IEEE Std 519-1992 [9]. Na podstawie rekomendacji IEEE [9] oraz VDE [24] można przyjąć, że wymaganiem dla współczynnika załamań komunikacyjnych jest poziom 5%.

Wymagania dla transmisji sygnałów sterujących omówiono między innymi w zapisach normy środowiskowej PN-EN 61000-2-2 [16].

Elementy transmisji sygnałów sterujących omówiono również w projekcie VDE-AR-N-4105 [24].

Transmisja sygnałów sterujących używana przez operatora systemu dystrybucyjnego odbywa się zazwyczaj w zakresie częstotliwości 100–1500 Hz. Zasadą ogólną jest, by podłączenie jednostek generacji do sieci elektroenergetycznej nie zakłócało transmisji tego typu sygnałów, zarówno pod względem tłumienia, jak i generacji częstotliwości interferujących z sygnałem transmisji.

Dopuszczalny poziom ogólny tłumienia sygnałów sterujących można przyjąć nie większy niż 5%. Podane relacje nie obejmują problematyki transmisji sygnałów używanych w systemach transmisji danych z liczników po sieci elektroenergetycznej w technologii PLC (ang. Power Line Communication), gdzie zakresy częstotliwości transmisji sięgają 9–148(400) kHz oraz 2–80 MHz w zależności od użytej technologii.

Analiza wpływu mikroinstalacji na parametry jakościowe w punkcie przyłączenia

W celu zaprezentowania oszacowania zaburzeń jakości energii występujących w punkcie przyłączenia źródeł rozproszonych dokonano analizy obliczeniowej systemu generacji fotowoltaicznej opartego na trzech jednostkach generacji wykorzystujących różne technologie paneli fotowoltaicznych. Weryfikację wykonano na podstawie pomiarów rzeczywistych. Badano system generacji o łącznej mocy S_Amax. równej 15 kVA, posiadający trzy jednofazowe jednostki generacji fotowoltaicznej o mocy S_Emax 5 kVA każda, zbudowane odpowiednio na modułach fotowoltaicznych trzech różnych typów, tj.: faza L1 – panele monokrystaliczne (MONO), faza L2 – panele cienkowarstwowe (CIGS), faza L3 – panele polikrystaliczne (POLI). Każdy z podsystemów fotowoltaicznych jest przyłączony do sieci nn poprzez indywidualne jednofazowe falowniki, przy czym ze względu na zastosowaną technologię cienkowarstwową systemu w fazie L2 (CIGS) zastosowano inwerter transformatorowy, natomiast w pozostałych fazach przekształtniki beztransformatorowe. Ponadto panele fotowoltaiczne faz L1 (MONO) oraz L2 (CIGS) usytuowane są w tym samym kierunku geograficznym, tj. 135º południowy wschód, natomiast panele fazy L3 (POLI) posadowione są w kierunku geograficznym 225º – południowy zachód. Kąt nachylenia wszystkich paneli wynosi 40º.

Analizę warunków zwarciowych w punkcie przyłączenia PCC (PWP) przedstawiono na rysunku 4. raz w tabeli 3. Dla badanego układu o łącznej mocy 15 kVA moc zwarciowa w punkcie przyłączenia wynosi 1,344 MVA, co daje współczynnik zwarciowy R_k na poziomie 89,7, tj. blisko 3 razy większym niż minimalny poziom współczynnika R_k wymagany w badaniach kompatybilnościowych emisyjności zmian napięcia (R_k nie mniejszy niż 33,3).

Na podstawie zależności (1)÷(5) w tabeli 4. przedstawiono oszacowanie wpływu badanego systemu fotowoltaicznego na podstawie wybranych zaburzeń jakości energii elektrycznej.

Następnie w celu porównania uzyskanych oszacowań wykonano pomiary rzeczywiste z wykorzystaniem rejestratora jakości energii klasy A.

Dla przejrzystości prezentacji wyników przyjęto następującą legendę kolorów używanych do reprezentacji zmian wybranych zaburzeń jakości energii: faza L1 (MONO) – kolor pomarańczowy, faza L2 (CIGS) – kolor zielony, faza L3 (POLI) – kolor różowy. Kolory te skojarzone są z lewą osią pionową rysunków.

Zamierzeniem konstrukcji rysunków jest przedstawienie zmian dobowych mocy wytwarzanej przez poszczególne podsystemy fotowoltaiczne w charakterze tła do prezentowanych zmian analizowanych zaburzeń.

Dla przebiegów mocy przyjęto następujące oznaczenia kolorów: faza L1 (MONO) – kolor czarny, faza L2 (CIGS) – kolor brązowy, faza L3 (POLI) – kolor szary. Kolory te skojarzone są z prawą pomocniczą osią pionową rysunków.

Ponadto w odniesieniu do charakterystyki regulacyjnej cos φ(P) na rysunkach umieszczono dwie linie graniczne wskazujące na kluczowe koordynaty charakterystyki Q(P) wyznaczające odpowiednio zakresy prac: linia czerwona przerywana wskazuje poziom 20% mocy czynnej wytwarzanej poszczególnych jednostek generacji (0,2P_Emax. = 1 kW), linia czerwona ciągła wskazuje poziom 50% mocy czynnej wytwarzanej (0,5P_Emax = 2,5 kW). Znaczenie wskazanych wartości dla regulacji pracy źródła wskazano przy opisie rysunku 3.

Na podstawie siedmiu dni rejestracji uzyskano możliwość prezentacji faktycznych obszarów regulacji mocy biernej w stosunku do wytwarzanej mocy czynnej w odniesieniu do zakładanej standardowej charakterystyki cos j(P). Wynik przedstawia rysunek 5.

Można stwierdzić, iż układy nie realizują wiernie charakterystyki standardowej kontroli współczynnika mocy. Zadanie poboru mocy biernej rozpoczyna się już przy mniejszych mocach niż standardowa koordynata 0,5P_Emax. Ponadto stopień poboru mocy biernej nie sięga zakładanego poziomu –0.33 mocy czynnej, co przy nominalnym poziomie generacji 5 kW oznaczałoby 1,65 kvar poboru mocy biernej.

Mimo braku wiernego odtworzenia standardowej charakterystyki regulacji mocy biernej odnotowano pozytywny wpływ regulacji wg charakterystyki cos φ(P) na ograniczenie wzrostu poziomu napięcia wraz ze wzrostem poziomu wytwarzanej mocy.

W początkowej fazie krzywej generacji jednostki wytwarzają moc czynną i moc bierną. Temu obszarowi pracy towarzyszy wzrost poziomu napięcia. Po przekroczeniu poziomu wytwarzania mocy czynnej równego 0,2 P_Emax, (około 1 kW), następuje ograniczenie wytwarzania mocy biernej i przejście w tryb poboru mocy biernej, czego efektem jest obniżenie napięcia. Omawianą analizę prezentuje rysunek 6.

Analiza statystyczna 10-minutowych danych poziomu napięcia w punkcie przyłączenia zarejestrowanych w okresie siedmiu dni obserwacji wskazuje, że 95% danych nie przekracza poziomu 1,2% zmian napięcia, a wśród 5% pozostałych danych odnotowano maksymalne zmiany napięcia na poziomie 1,7%.

Przedstawione dane obejmują również efekt tła, czyli zmian napięcia spowodowanych zmienną pracą sieci elektroenergetycznej i jednocześnie wpływem pracy źródła. Dla porównania szacowany wpływ systemu generacji na zmianę poziomu napięcia przedstawiony w tabeli 4. wynosi maksymalnie 1,01%.

Przeprowadzono eksperyment zbadania wpływu natychmiastowego wyłączenia systemu generacji przy wysokim poziomie mocy wytwarzanej na efekt nagłej zmiany napięcia w punkcie przyłączenia. Omawianą sytuację ilustruje rysunek 7.

Szybka zmiana napięcia powstała przy wyłączeniu systemu wynosi 2,4%. Uzyskany wynik eksperymentu wskazuje na rzeczywisty większy wpływ operacji łączeniowych z udziałem systemu generacji na zmiany napięcia w punkcie przyłączenia niż poziom szacowany przedstawiony w tabeli 4. na poziomie 1,2%. Dodatkowo odnotowano łagodny tryb narostu mocy czynnej po załączeniu źródła do sieci. Moment ponownego włączenia do sieci poprzedzony jest synchronizacją z siecią.

Ciekawym elementem analizy jest wpływ odmiennego usytuowania geograficznego systemu polikrystalicznego (faza L3/POLI), w wyniku czego następuje opóźnienie w nasłonecznieniu, a w konsekwencji wzrost asymetrii napięcia w wyniku nierównomiernego wytwarzania w jednofazowych jednostkach generacji. Efekt ten zauważalny jest zwłaszcza przy wysokich poziomach nasłonecznienia. Omawianą analizę przedstawia rysunek 8.

Maksymalna odnotowana wartość współczynnika niesymetrii napięciowej wynosi 0,35. Oszacowanie niesymetrii wykonane na podstawie założenia pracy jednej jednostki generacji jest na zbliżonym poziomie 0,37%.

Zauważalny jest ścisły związek poziomu harmonicznych w prądzie z poziomem mocy wytwarzanej.

Dla niskich poziomów mocy, tj. P < 0,2P_Emax, względny udział harmonicznych w prądzie jest znaczący. Wraz ze wzrostem mocy generowanej powyżej poziomu P = 0,2P_Emax obserwuje się poprawę jakości generowanego przebiegu prądu. Omawiane obserwacje przedstawia rysunek 9.

Analiza udziału poszczególnych harmonicznych w prądach poszczególnych systemów fotowoltaicznych pozwala stwierdzić, iż relatywnie większym poziomem zniekształceń prądu charakteryzuje się system fotowoltaiczny oparty na technologii cienkowarstwowej skojarzonej z siecią przez inwerter transformatorowy.

Szczegółowej oceny można dokonać, definiując dopuszczalne poziomy harmonicznych w prądzie jednostki generacji. Jak wskazano na początku, w tym celu wykorzystuje się wprost limity emisji harmonicznych stosowane dla prądów fazowych odbiorników zgodnie z normami IEC 61000-3-2/12 [17, 18], dla których warunkiem badań jest zapewnienie współczynnika zwarciowego nie mniejszego niż 33,3, lub też dokonuje się wyliczenia wartości dopuszczalnych ze względu na faktyczną moc zwarciową w punkcie przyłączenia, czyli ze względu na faktyczną wartość współczynnika R_k. Takie podejście przedstawia norma VDE-AR-N 4105 [24].

Na rysunku 10. przedstawiono analizę porównawczą udziału harmonicznych w prądzie w odniesieniu do poziomów dopuszczalnych wyznaczonych na podstawie VDE-AR-N 4105 po przeliczeniu względem mocy zwarciowej S_kPCC = 1,344 MVA, tj. R_k = 89,7 oraz na podstawie IEC 61000-3-2/12, tj. dla R_k = 33,3.

Stosując wprost normy odbiornikowe dla wyników pomiarów w warunkach rzeczywistych, dla których brak jest skutecznej możliwości odseparowania efektu tła od indywidualnej emisji spowodowanej przez badane źródło, odnotowano przekroczenie wartości dopuszczalnej dla 7. harmonicznej w prądzie fazowym systemu fotowoltaicznego opartego na technologii cienkowarstwowej skojarzonego z siecią przez inwerter transformatorowy.

Dla wartości dopuszczalnych przeliczonych względem warunków zwarciowych w punkcie przyłączenia nie odnotowano przekroczeń.

Podsumowanie

W pracy wskazano braki w spójnej normalizacji poświęconej wymaganiom przyłączania mikroinstalacji do sieci rozdzielczej niskiego napięcia.

Omawiane w pracy odwołania do metod badań emisji zaburzeń jakości energii stosowanych dla odbiorników są niewystarczające w przypadku układów generacji.

Nawet jeśli przyjąć założenie opracowania i przyjęcia w niedalekiej przyszłości zintegrowanych zeszytów norm dotyczących metod i procedur badań emisyjności zaburzeń elektromagnetycznych źródeł rozproszonych, o czym może świadczyć wykorzystywany w pracy projekt normy IEC/TR 61000-3-15, to istnieje obawa, czy normy te obejmą swoim zakresem charakterystyki regulacyjne źródeł, charakterystyki podtrzymania pracy sieci w warunkach podnapięciowych czy skuteczność zadziałania zabezpieczeń od współpracy z siecią.

Omówiony w pracy przykład analizy współpracy z siecią nn systemu generacji opartego na trzech systemach fotowoltaicznych różnego typu wskazuje realne zależności pomiędzy parametrami jakości energii w punkcie połączenia a poziomem generacji oraz zastosowanymi charakterystykami regulacji.

Kluczowe zależności wnosi realizacja w układach przekształtnikowych charakterystyki kontroli współczynnika mocy, a także typ stosowanych rozwiązań przekształtnikowych, determinowanych nierzadko przez technologie uzyskania energii pierwotnej, jak na przykład typ paneli fotowoltaicznych.

Praca wskazuje również na pewne możliwości oszacowania możliwego wpływu rozważanej mikroinstalacji na warunki jakościowe w punkcie przyłączenia. Jak wykazała weryfikacja uzyskana na podstawie danych rzeczywistych, stosowane oszacowania pozwalają w sposób wiarygodny ocenić możliwy wpływ rozważanej instalacji. Podstawowym założeniem jest jednak dostęp do parametrów zwarciowych w punkcie przyłączenia.

Różne warunki zwarciowe w rozważanych punktach przyłączenia mikroinstalacji otwierają szerszą dyskusję na temat określenia dopuszczalnych zmian parametrów jakościowych w zależności od warunków zwarciowych w punkcie przyłączenia. Jako przykład odniesienia wartości dopuszczalnych do warunków zwarciowych w punkcie przyłączenia w pracy przedstawiono ocenę udziału harmonicznych w prądzie.

W artykule nie poruszono ważnego zagadnienia superpozycji zaburzeń jakości energii od wielu mikroinstalacji przyłączonych do sieci rozdzielczej nn. Wymaga to wprowadzenia obliczeń węzłowych i rozważenia wzajemnego wpływu wielu mikroinstalacji na warunki jakościowe w rozważanym fragmencie sieci nn.

*  *  *

Praca sfinansowana ze środków MNiSW na utrzymanie potencjału badawczego Wydziału Elektrycznego Politechniki Wrocławskiej, S50037

*  *  *

Artykuł wygłoszony w formie referatu podczas konfrencji JEE w Lądku Zdroju.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!