DOI 10.21008/j.1897-0737.2018.94.0006
__________________________________________
* Politechnika Lubelska
Klara SEREJA
*, Robert JĘDRYCHOWSKI
*SYSTEM ZARZĄDZANIA SIECIĄ NN W ŚWIETLE WYMAGAŃ NORMY PN-EN 50438
W artykule rozważono wymogi, jakie nakłada na fotowoltaiczną instalację mikroge- neracyjną norma PN-EN 50438:2014-02 w zakresie przeciwdziałania zjawisku podbicia napięcia. Zaproponowano koncepcję systemu zarządzania siecią niskiego napięcia z dużym nasyceniem mikrogeneracją fotowoltaiczną, spełniającego wymagania normy.
Opisano algorytm działania systemu, zakładający rozproszone i skoordynowane stero- wanie jednostkami wytwórczymi z poziomu sterownika centralnego zainstalowanego na stacji i współpracującego z inwerterami instalacji PV, układami pomiarowymi oraz prze- łącznikiem zaczepów transformatora SN/nn. Jako testową realizację opisanej koncepcji zaprezentowano układ sterowników programowalnych spełniający zadania systemu zarządzania.
SŁOWA KLUCZOWE: PN-EN 50438, mikroinstalacje fotowoltaiczne, sterowanie na- pięciem w sieci nn.
1. WSTĘP
Zwrot ku technologiom pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych wpły- nął na kierunek postępu współczesnej elektroenergetyki. Według danych z mar- ca 2017 roku [1], w Niemczech łączna moc zainstalowana w systemach fotowol- taicznych wyniosła prawie 41 GW, co jest najwyższym wynikiem wśród krajów Unii Europejskiej. Bardzo wysoki udział energii elektrycznej wytwarzanej w systemach PV odnotowano również we Włoszech i Wielkiej Brytanii (odpo- wiednio 19 GW i 11 GW). Na tym tle wielkość generacji energii ze źródeł foto- woltaicznych w Polsce wydaje się znikoma – pod koniec 2016 roku moc zainsta- lowaną w systemach PV szacowano na ok. 199 MW (0,5% całkowitej mocy zainstalowanej w krajowym systemie elektroenergetycznym), z czego ponad połowę stanowią instalacje o mocy do 40 kW. Choć pozornie skala zjawiska nie jest duża, to jednak występują w Polsce obszary o relatywnie wysokim nasyce- niu mikrogeneracją fotowoltaiczną, co jest skutkiem lokalnych programów dota- cji tego rodzaju inwestycji. Prognozy na kolejne lata oraz tendencje obserwowa- ne w innych państwach europejskich pozwalają przypuszczać, że udział fotowol-
taiki w krajowej produkcji energii będzie z każdym rokiem coraz bardziej zna- czący, a problemy z tym związane – coraz bardziej powszechne. Z tego też względu konieczne wydaje się podejście perspektywiczne i podejmowanie już teraz działań mających na celu reorganizację struktury sieci elektroenergetycz- nych z uwzględnieniem aspektów technicznych, ekonomicznych i prawnych, tak by uniknąć problemów narastających lawinowo w przyszłości.
2. WARUNKI NAPIĘCIOWE PRACY INSTALACJI MIKROGENERACYJNYCH
Zalecenia techniczne dotyczące pracy instalacji prosumenckiej określa norma PN-EN 50438:2014-02 „Wymagania dla instalacji mikrogeneracyjnych przezna- czonych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych niskiego napięcia” [2]. Instalacja mikrogeneracyjna została tu zdefiniowana jako instalacja elektryczna z co najmniej jednym mikrogeneratorem, o sumie fazo- wych prądów znamionowych nie przekraczającej 16 A. Generator powinien być zaprojektowany do pracy równoległej z publiczną siecią dystrybucyjną niskiego napięcia.
Wprowadzenie do sieci nn źródeł energii oznacza odejście od jej dotychcza- sowej konfiguracji – układy promieniowe projektowane przy założeniu jedno- kierunkowego przepływu mocy, od źródła w stronę odbiorcy, zaczynają praco- wać w warunkach, gdy energia z instalacji prosumenckich może być zarówno pobierana, jak i oddawana do sieci. Taką sytuację obrazuje schemat z rys. 1. Sieć nn o impedancji ZLn = RLn + jXLn zasilana jest z transformatora SN/nn (Tr). Do węzła 3 sieci przyłączone są mikroźródła fotowoltaiczne generujące moc (PG, QG) oraz odbiory pobierające moc z sieci (PL, QL). Wpływ generacji rozproszo- nej na profil napięciowy w sieci opisuje zależność [3, 4, 5]:
( L G) ( L G)
Ln Ln
n n
P P Q Q
U R X
U U
(1)
Mikroźródła przyłączone do sieci nn w wielu sytuacjach wpływają więc ko- rzystnie na warunki napięciowe, niwelując spadki napięcia w sieci. Jednak nad- mierna generacja może nieść za sobą także i negatywne skutki. W przypadku sieci o dużym nasyceniu źródłami rozproszonymi generacja mocy może lokalnie przekroczyć jej pobór. Spowodowane jest to brakiem możliwości uzależnienia mocy generowanej przez źródło PV od zmienności obciążenia, a jedynie ścisła zależność generacji od aktualnego nasłonecznienia. W dobrych warunkach po- godowych i jednocześnie przy niskim obciążeniu, moc generowana przekracza moc obciążenia (IG > IL), powodując pomiędzy węzłami 2 i 3 odwrócenie prze- pływu mocy. To z kolei może powodować nadmierny wzrost napięcia określany jako zjawisko podbicia napięcia (ang. voltage boosting, overvoltage). Stan taki
stanowi zagrożenie dla odbiorników przyłączonych do sieci i świadczy o niskiej jakości energii dostarczanej odbiorcom.
Rys. 1. Schemat sieci z przyłączonym mikroźródłem oraz profil napięciowy wzdłuż linii:
a – linia bez źródła PV; b – linia z przyłączonym generatorem
Najbardziej oczywistym rozwiązaniem problemu zbyt wysokiego napięcia jest zastosowanie zabezpieczeń nadnapięciowych zintegrowanych z inwerterami generatorów PV, wyłączających dane źródło przy stwierdzeniu niedopuszczal- nych przekroczeń napięciowych. Skutkiem takiego podejścia są jednak straty finansowe prosumenta. Ponadto jednoczesne wyłączenie kilku źródeł może spowodować inne niepożądane zjawiska dynamiczne w sieci, takie jak wahania napięcia [6]. Po obniżeniu napięcia wskutek wyłączeń mikroinstalacji, nastąpi ponowne załączenie źródeł po określonym czasie zwłoki kilkunastu do kilku- dziesięciu sekund, co przy sprzyjającym nasłonecznieniu ponownie może do- prowadzić do wzrostu napięcia i powtórzenia cyklu kaskadowych wyłączeń i załączeń mikrogeneratorów.
Aby ograniczyć konieczność wyłączeń instalacji PV do niezbędnego mini- mum, wprowadzono szereg zaleceń i przepisów, zarówno na szczeblu europej- skim, jak i krajowym. Wśród wymogów, które musi spełniać instalacja fotowol- taiczna przyłączana do sieci nn, norma PN-EN 50438:2014-02 podaje zdolność do pracy przy napięciu w punkcie przyłączenia od 0,85 Un do 1,1 Un [2]. Jako środek służący utrzymaniu napięcia w dopuszczalnych granicach norma zaleca sterowanie mocą bierną lub mocą czynną. Mikrogenerator powinien mieć moż- liwość działania w trzech trybach:
‒ Q (U) – tryb sterowania wyjściową mocą bierną w funkcji napięcia,
‒ cosφ fix – zadany tryb sterowania współczynnikiem przesunięcia fazowego podstawowych harmonicznych napięcia i prądu,
‒ cosφ (P) – tryb sterowania współczynnikiem przesunięcia fazowego podsta- wowych harmonicznych napięcia i prądu wyjścia mikrogeneratora w funkcji mocy czynnej wyjściowej.
Dodatkowo norma dopuszcza ograniczenie mocy czynnej generowanej w funkcji wzrostu napięcia zgodnie z wybraną przez producenta logiką. Logika ta nie powinna jednak powodować skokowych zmian mocy wyjściowej mikro- źródła.
Przekroczenie górnej granicy napięcia, 1,1 Un, powinno skutkować zadziała- niem zabezpieczeń i w efekcie odłączeniem instalacji PV. Norma zaleca nastawę czasu odłączenia dla I stopnia zabezpieczenia do 3 sekund, natomiast przekro- czenie wartości 1,15 Un powinno wyzwolić II stopień zabezpieczenia od wzrostu napięcia, odłączając mikrogenerator w czasie 0,1 s – 0,2 s. Nastawy te mogą być korygowane przez operatorów systemu dystrybucyjnego. Wartością kryterialną działania zabezpieczeń jest 10-minutowa wartość średnia napięcia zgodnie z EN 50160 [7], mierzona możliwie blisko punktu przyłączenia. Instalacja nie powin- na być odłączona w wyniku wystąpienia krótkotrwałych zakłóceń do kilkuset milisekund. Ponowne załączenie po zadziałaniu zabezpieczeń jest dopuszczone w normie przy spełnieniu warunku 0,85 Un ≤ U ≤ 1,1 Un przy minimalnym cza- sie obserwacji 60 sekund.
3. SYSTEM SKOORDYNOWANEGO STEROWANIA NAPIĘCIEM
Wraz ze wzrostem liczby źródeł rozproszonych sieć niskiego napięcia będzie narażona w coraz większym stopniu na negatywne oddziaływanie napięciowe instalacji prosumenckich. W efekcie ograniczy ono możliwości przyłączeniowe sieci. Zapobiec temu może efektywne zarządzanie przyłączonymi źródłami, jak i samą siecią. Wyróżnia się grupę metod skoordynowanego (scentralizowanego) oraz zdecentralizowanego (rozproszonego) sterowania napięciem w sieci nn z udziałem generacji rozproszonej [8, 9]. Metody oparte na podejściu zdecentra- lizowanym kładą nacisk na lokalne sterowanie źródłem energii przy konieczno- ści wymiany tylko niewielkiej ilości danych z pojedynczymi urządzeniami sie- ciowymi, co przekłada się na niższe koszty systemów komunikacji. Innym po- dejściem jest skoordynowane sterowanie napięciem [10], zakładające współpra- cę sterownika centralnego na stacji z pozostałą częścią kontrolowanej sieci.
Oprócz sterowalnych mikroźródeł wyposażonych w moduły komunikacyjne, w skład systemu mogą wchodzić również m.in. podobciążeniowy przełącznik zaczepów transformatora, zasobniki energii, kompensatory mocy biernej SVC,
urządzenie telemechaniki. Metody scentralizowane zapewniają szersze spojrze- nie na warunki napięciowe w sieci i wyższą efektywność, jednak koszty rozbu- dowanej infrastruktury komunikacyjnej, elementów systemu, jego wdrożenia i utrzymania mogą okazać się zbyt wysokie w stosunku do faktycznych potrzeb.
Do celów realizacji testowego systemu zarządzania siecią przyjęto koncepcję skoordynowanego sterowania napięciem, uwzględniając współpracę kilku za- sadniczych elementów (rys. 2).
Sterownik centralny
Sterownik lokalny
Sterownik lokalny OSD
Wymiana danych (sterowania, pomiary)
Rys. 2. Schemat sieci z elementami systemu skoordynowanego sterowania napięciem
1. Sterowniki lokalne zainstalowane przy mikroźródłach fotowoltaicznych, których zadaniem są pomiary i kontrola wielkości wyjściowych generatorów w czasie rzeczywistym (napięcia, moce, charakterystyki pracy), a także bez- pośrednia komunikacja z falownikiem poprzez wysyłanie sygnałów sterują- cych (np. zmiana trybu pracy).
2. Regulator napięcia w postaci podobciążeniowego przełącznika zaczepów transformatora stacyjnego SN/nn.
3. Sterownik centralny zainstalowany na stacji, do zadań którego należy akwi- zycja danych ze sterowników lokalnych i przełącznika zaczepów oraz wysy- łanie komend sterujących na podstawie głównego algorytmu scentralizowa- nego sterowania napięciem. Sterownik centralny powinien wyposażony być w panel operatorski informujący obsługę o aktualnym stanie pracy sieci
i umożliwiający wprowadzanie nastaw, a także ich zmianę w sytuacji rozbu- dowy sieci.
Sieć testowa została zrealizowana przy pomocy układu sterowników progra- mowalnych oraz współpracującego z nim programu symulatora stanów sieci. Na potrzeby projektu wybrano sterowniki do telekontroli w wykonaniu WAGO, łączące funkcjonalność PLC i interfejsu sieciowego. Dzięki temu możliwa jest budowa rozproszonego systemu opartego np. na standardzie Ethernet, charakte- ryzującym się wysoką wydajnością i zazwyczaj niższym kosztem w stosunku do technologii sieci obiektowych. Inną z istotnych zalet sterowników jest dowolna konfiguracja węzła, na którą składać się może szereg modułów wejść/wyjść obsługujących dane binarne i analogowe oraz moduły specjalne – m.in. do po- miarów trójfazowych. Środowisko do programowania sterowników zawiera zintegrowany edytor wizualizacji, co umożliwia tworzenie panelu dla obsługi bez potrzeby dodatkowej konfiguracji. Okno wizualizacji utworzonej dla ste- rownika centralnego zostało przedstawione na rys. 3.
Rys. 3. Okno wizualizacji – panel operatorski sterownika centralnego
Wymiana danych pomiędzy sterownikami lokalnymi a sterownikiem central- nym odbywa się dzięki mechanizmowi zmiennych sieciowych (Network Varia- bles), wykorzystującemu warstwę transportową protokołu UDP. Założeniem
projektowanego systemu jest także komunikacja z OSD poprzez centralne sys- temy sterowania i nadzoru. Pomocna okazać się tu może deklarowana przez producenta sterowników obsługa powszechnie wykorzystywanych w energetyce protokołów i standardów, takich jak DNP3, IEC 60870 czy IEC 61850. Na po- trzeby testów algorytmu pracy systemu opracowany został program symulatora wykonany w środowisku LabVIEW. Symulator wykonano jako odrębne urzą- dzenie wirtualne generujące sygnały i przebiegi odwzorowujące rzeczywiste warunki w sieci z dużym udziałem mikrogeneracji. Dane te są przekazywane na wejścia sterownika za pośrednictwem karty pomiarowej NI PCI-6723.
Funkcjonowanie systemu zarządzania siecią nn zostało oparte na kilkustop- niowym algorytmie decyzyjnym (rys. 4).
Rys. 4. Stopnie sterowania napięciem w sieci z udziałem generacji PV
Bazując na danych uzyskanych ze sterowników poszczególnych instalacji PV, sterownik centralny określa minimalne i maksymalne wartości napięcia w kontrolowanej sieci. Stwierdzony zostaje również tryb pracy generatorów oraz zaczep, na którym aktualnie pracuje transformator. W sytuacji, gdy zarejestro- wane zostanie przekroczenie nastawionych granicznych wartości napięcia (Ug_lim, Ud_lim), określone na podstawie pomiaru 10-minutowej wartości średniej napięcia, sterownik ma za zadanie kontynuowanie pomiaru przez określony czas zwłoki (tzw) w celu wyeliminowania zbędnej reakcji układu w wyniku krótko- trwałych zakłóceń. Jeśli przekroczenie utrzymuje się, podjęte zostaną dalsze działania mające na celu powrót do akceptowalnych warunków napięciowych.
Przy Umax > Ug_lim pierwszym krokiem jest próba wymuszenia poboru mocy biernej zgodnie z charakterystyką Q (U). Wyboru generatora, dla którego załą- czone zostanie ograniczenie, sterownik dokonuje na podstawie kryterium:
i max
U (2)
gdzie Ui jest zmianą napięcia w czasie ∆t w punkcie przyłączenia generatora i.
W kolejnym kroku ponownie sprawdzane jest maksymalne napięcie w sieci i – jeśli zaistnieje potrzeba – wybierany zostaje kolejny generator do załączenia trybu Q (U). W przypadku, gdy wszystkie z monitorowanych źródeł pracują w trybie sterowania mocą bierną, algorytm podejmuje decyzję o obniżeniu na- pięcia poprzez zmianę zaczepu transformatora. Działanie to zostanie jednak zablokowane, jeśli w innej części sterowanej sieci napięcie minimalne przekra-
cza dolną nastawę, co skutkowałoby pogorszeniem jakości energii dostarczanej odbiorcom zasilanym z tej samej stacji transformatorowej. Jako ostatnią z moż- liwości przeciwdziałania podbiciom napięcia przewidziano ograniczenie mocy generowanej według nastawionej charakterystyki P (U). Wariant ten jest akty- wowany jednak tylko w przypadku braku możliwości wykorzystania innych rozwiązań, czyli przy spełnieniu przynajmniej jednego z warunków:
‒ falowniki wszystkich mikroinstalacji PV pracują w trybie Q (U), a minimalne napięcie występujące w obrębie kontrolowanej sieci jest niższe od przyjętej granicznej wartości Ud_lim,
‒ falowniki wszystkich mikroinstalacji PV pracują w trybie Q (U), nie stwier- dza się zbyt niskich wartości napięć w pozostałej części sieci, ale transforma- tor pracuje już na najniższym zaczepie.
Dzięki trzystopniowemu działaniu algorytmu uzyskuje się możliwość ograni- czenia do koniecznego minimum redukcji mocy generowanej, czego konse- kwencją jest zwiększenie rentowności inwestycji dla prosumenta. Po określo- nym czasie załączonych ograniczeń (nastawa tdez) następuje ich samoczynna dezaktywacja i przywrócenie trybu generacji z pełną mocą. Także w sytuacji, gdy sterownik otrzyma informację o zbyt niskim napięciu w sieci (Umin < Ud_lim) w pierwszej kolejności zostaną wyłączone ograniczenia generacji, a następnie podjęta próba zmiany zaczepu.
Na potrzeby testów funkcjonalnych systemu przyjęto zestaw przykładowych nastaw, który został przedstawiony w tabeli 1.
Tabela 1. Przykładowe nastawy systemu zarządzania siecią nn.
Nastawy
Ug_lim 242 V
Ud_lim 220 V
tzw 2 s
∆t 10 s
tdez 5 min
Nastawy napięciowe uwzględniają wymogi stawiane przez normę PN-EN 50438, zawężając jednak zakres normalnej pracy mikroinstalacji tak, by zmini- malizować ryzyko zbędnego zadziałania zabezpieczenia nadnapięciowego i odłączenia źródła. Zaproponowane nastawy mogą ulec zmianie po weryfikacji i dostosowaniu do warunków pracy rzeczywistej sieci nn.
4. PODSUMOWANIE
Norma 50438:2014-02 określająca wymogi, jakie powinna spełniać instalacja mikrogeneracyjna przyłączana do sieci nn, narzuca dwa środki przeciwdziałania nadmiernemu wzrostowi napięcia w sieci z dużym udziałem generacji rozpro- szonej. Pierwszym i podstawowym wymaganiem jest możliwość wpływania na warunki napięciowe poprzez sterowanie mocą bierną źródła PV. Jak pokazują badania [11], rozwiązanie to jednak w wielu wypadkach okazuje się niewystar- czające. Zwłaszcza sieci niskiego napięcia, charakteryzujące się niską wartością RLn/XLn, np. przy liniach kablowych lub liniach napowietrznych o niewielkich przekrojach, wymagają stosowania dodatkowych środków. Drugim rozwiąza- niem ujętym w normie jest wpływ na napięcie poprzez sterowanie mocą czynną.
Metoda ta, chociaż pozwala na uzyskanie lepszych efektów, nie jest korzystna ani dla właściciela mikroinstalacji, ani też – w dłuższej perspektywie – dla ope- ratora sieci. Zaproponowane rozwiązanie w postaci kompleksowego systemu zarządzania siecią nn, wykorzystujące algorytmy skoordynowanego sterowania napięciem, może stanowić dobrą alternatywę dla klasycznego podejścia, wyko- rzystując oba proponowane przez normę mechanizmy. Odrębnym zagadnieniem są tu jednak koszty wdrożenia systemu, m.in. sterowników, sieci komunikacyj- nej czy transformatorów z podobciążeniową regulacją napięcia, które nie są obecnie powszechnie stosowane na tym poziomie napięcia. Kwestie te na pewno powinny być wzięte pod uwagę przy rozważaniu zasadności stosowania tego typu metod. Jednak wzrastająca liczba instalacji prosumenckich przyłączanych do sieci, jak i tendencje do przeobrażania sieci według koncepcji Smart Grid, spowodują konieczność przynajmniej częściowych modernizacji sieci niskiego napięcia, co może być okazją do ich rozbudowy także i o systemy zarządzania mikroźródłami.
LITERATURA
[1] Rynek fotowoltaiki w Polsce. Raport Instytutu Energetyki Odnawialnej EC BREC IEO, Warszawa, 2017.
[2] PN-EN 50438:2014-02 Wymagania dla instalacji mikrogeneracyjnych przeznaczo- nych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych niskiego napięcia.
[3] Tran-Quoc T., Andrieu C., Hadjsaid N., Technical impacts of small distributed generation units on LV networks, IEEE Power Eng. Soc. Gen. Meeting, 2003.
[4] Geidl M., Protection of power systems with distributed generation. State of the Art, Power System Laboratory, ETH, Zurich, 2005.
[5] Kacejko P. i inni, Raport z pracy badawczej “Wpływ mikroinstalacji na parametry jakościowe energii elektrycznej ze szczególnym uwzględnieniem analizy pozio- mów napięcia w sieci nn” wykonanej na zamówienie PTPiREE, Politechnika Lu- belska, Lublin, 2017.
[6] Tan Y. T., Kirschen D. S., Impact on the power system of a large penetration of photovoltaic generation, Proc. IEEE Power Eng. Soc. Gen. Meeting, 2007.
[7] PN-EN 50160:2010 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elek- troenergetycznych.
[8] Tengku Hashim T. J., Mohamed A., Shareef H., A review on voltage control methods for active distribution networks, Electrical Review, vol. 88 (6), 304-312.
[9] Vovos P. N., Kiprakis A. E., Wallace A. E., Harrison G. P., Centralized and dis- tributed voltage control: Impact on distributed generation penetration, IEEE Trans.
on Power Systems, vol. 22 (2007), no. 1, 476-483.
[10] Pfajfar T., Papic I., Bletterie B., Brunner H., Improving power quality with coor- dinated voltage control in networks with dispersed generation, 9th International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation, Barcelona, 2007.
[11] Kacejko P., Adamek S., Wancerz M., Jędrychowski R., Ocena możliwości opa- nowania podskoków napięcia w sieci nn o dużym nasyceniu mikroinstalacjami fo- towoltaicznymi, Wiadomości elektrotechniczne, vol. 9 – 2017, 20-26.
LV NETWORK MANAGEMENT SYSTEM ACCORDING TO PN-EN 50438 REQUIREMENTS
The article considers the requirements imposed on PN-EN 50438: 2014-02 standard for PV micro-generating plants in the field of counteracting the voltage boosting. The concept of a low voltage network management system with large penetration of photo- voltaic generation meeting the requirements of the standard has been proposed. The system's operation algorithm is also described. It assumes distributed and coordinated control of generating units from the level of the central controller installed at the station.
The controller cooperates with inverters of PV installations, measuring systems and OLTC of the MV / LV transformer. As a test implementation of the described concept, a system of PLC controllers fulfilling the tasks of the management system was presented.
(Received: 01.02.2018, revised: 05.03.2018)
