Źródła rozproszone w sieciach dystrybucyjnych

Transkrypt

1 Źródła rozproszone w sieciach dystrybucyjnych Autorzy: dr inż. Michał Lubieniecki, mgr inż. Ognjen Gagrica, AGH, Kraków ("Czysta Energia" - 11/2014) Równolegle z dyskusją o ekonomicznym aspekcie źródeł prosumenckich toczy się debata na temat regulacji, jakie powinny zostać przyjęte, aby zapewnić możliwie sprawną integrację mikroźródeł w sieciach niskiego napięcia. Jak wynika z tej dyskusji, oprócz instrumentów prawnych, konieczne może okazać się też opracowanie instrumentów technicznych, optymalizujących proces z punktu widzenia operatorów sieci i prosumentów. Intensywność wykorzystania źródeł rozproszonych może być określona poprzez współczynnik penetracji sieci, rozumiany jako stosunek ogólnej liczby prosumentów do liczby wszystkich odbiorców w sieci lub w jej wydzielonym fragmencie. W Polsce współczynnik ten jest na ogół bardzo niski, ale spodziewać się można, że uproszczona procedura przyłączania prosumentów, obowiązująca od uchwalenia małego trójpaku energetycznego, polegająca tylko na zgłoszeniu budowy mikroinstalacji, w przyszłości doprowadzi do jego wzrostu. Warunki techniczne przyłączenia do sieci zobowiązują prosumenta do utrzymania jakości energii elektrycznej, co w praktyce wiąże się z zastosowaniem odpowiedniej klasy przekształtnika energii. Natomiast przepustowość istniejących sieci ogranicza ilość dołączonych jednostek wytwórczych lub ich moc zainstalowana, co wynika z priorytetu zachowania jakości energii oraz potrzeby bilansowania popytu i podaży energii. Obecnie sieci niskiego napięcia nie są przystosowane do scenariusza, w którym znaczący udział w wytarzaniu energii elektrycznej mają źródła rozproszone. Problem przepustowości sieci doraźnie rozwiązywany jest poprzez narzucenie ograniczenia mocy zainstalowanej do aktualnej mocy przyłączeniowej. Jeżeli budowa instalacji odbywa się tylko na podstawie zgłoszenia, to w tym przypadku ilość instalacji prosumenckich nie może być ograniczana przez operatora sieci dystrybucyjnej (OSD). Duży współczynnik penetracji sieci przez instalacje fotowoltaiczne okresowo (w warunkach wysokiego nasłonecznienia i niskiego popytu na energię) może prowadzić do wzrostu napięcia w sieci i tym samym do naruszenia wskaźników jakości energii. Łącznik koordynowany, w który wyposażona jest każda instalacja, pozwala OSD odłączyć mikroinstalacje od sieci do momentu, kiedy parametry jakości energii, w tym napięcie w punkcie przyłączenia, będą na powrót zgodne z wartościami normatywnymi. Innym, aczkolwiek niepraktykowanym powszechnie rozwiązaniem jest ograniczenie mocy jednostek wytwórczych, pozwalające zachować parametry jakości energii. Problem wzrostu napięcia wynika z niezerowej impedancji sieci dystrybucyjnej. Impedancja linii widziana od strony poszczególnych prosumentów rośnie wraz z odległością od stacji transformatorowej. Jest to źródłem niejednakowej intensywności zjawiska wzrostu napięcia w sieci, obserwowanego przez prosumentów zależnie od ich lokalizacji w sieci. Poza impedancją sieci problem stanowi też jej architektura. Przeważnie źródła rozproszone pracujące w sieci niskiego napięcia (NN) są źródłami jednofazowymi, podczas gdy sama sieć jest trójfazowa.

2 Powodować to może nierównomierne obciążenie faz i w konsekwencji kaskadowe odłączenie przez operatora sieci źródeł fotowoltaicznych za pomocą łącznika koordynowanego. Skutkiem takiego odłączenia jest uniemożliwienie eksportu energii do sieci, a zatem brak gratyfikacji finansowej za wyprodukowaną energię. Ograniczenie mocy wytwórczej daje możliwość sprzedaży takiej ilości energii, jaką w danym momencie jest w stanie zaakceptować sieć, a tym samym zredukowania potencjalnych strat wśród prosumentów. Wpływa to w oczywisty sposób na czas zwrotu z inwestycji. Obecnie stosowane metody kontroli napięcia w sieci dystrybucyjnej niskiego napięcia nie pozwalają na całkowite wyeliminowanie omówionych problemów, głównie dlatego, że opierają się na sterowaniu centralnym, nie pozwalając na kontrolę napięcia w sieci w punkcie przyłączenia źródeł rozproszonych. Do obecnie stosowanych sposobów należą: zmiana odczepów transformatora, umożliwiająca obniżenie napięcia w całej gałęzi w sieci, ale nieeliminująca problemu nierównomiernego rozkładu strat wśród prosumentów; magazynowanie energii, a także sterowanie napięciem poprzez kompensacje mocy biernej (impedancja linii NN ma przeważnie charakter rezystancyjny, co czyni ten rodzaj sterowania mało efektywnym w kwestii regulacji napięcia). Rozwiązaniem ostatecznym jest wzmocnienie sieci, tj. wymiana transformatorów oraz linii NN, co wiąże się z ogromnym kosztem inwestycyjnym. Nowe rozwiązania na horyzoncie Propozycją rozwiązania problemu ograniczonych możliwości penetracji sieci przez źródła rozproszone oraz związanych z nią problemów (niezbilansowanie popytu i podaży, utrata możliwości sprzedaży energii przez wytwórców, nierówny podział strat wśród prosumentów) jest system czasowo redukujący moc jednostek wytwórczych. Aktualnie nie istnieje na rynku alternatywna implementacja omawianego rozwiązania. Prace badawcze prowadzone są w Katedrze Robotyki i Mechatroniki AGH w Krakowie, a komercjalizacja następuje dzięki uczelnianej spółce typu spin-off (Enetech). Rozwiązanie podlega ochronie patentowej. W obecnej formie dedykowane jest instalacjom fotowoltaicznym, zbudowanym w oparciu o mikrofalowniki, a więc mieszczącym się w kategorii mikroinstalacji. Zaletą wyposażenia instalacji w mikrofalowniki jest przede wszystkim wyższy uzysk roczny na średnim poziomie 16% (w warunkach charakterystycznych dla mieszkalnictwa jednorodzinnego). W okresie życia instalacji kompensuje to z nadwyżką dodatkowy koszt inwestycyjny poniesiony w związku z jej budową. Drugą zaletą jest możliwość podziału jednostki wytwórczej na mniejsze elementy funkcjonalne, co zostało wykorzystywane w prezentowanym rozwiązaniu. Kaskadowe załączanie/odłączanie mikrofalowników pozwala na pracę jednostki fotowoltaicznej z mocą cząstkową, tym samym wpływając na poziom napięcia w punkcie przyłączenia tej jednostki do sieci. Dyskretyzacja poziomów mocy umożliwia utrzymywanie poziomu napięcia w widełkach określonych normą dot. jakości energii (PN-EN 50160) i tym samym pozwala zachować zdolność produkcyjną źródła. Każda instalacja może być traktowana indywidualnie, czyli sterowanie mocą odbywa się tylko na podstawie wartości napięcia w punkcie przyłączenia tej jednej instalacji. Instalacje mogą być też grupowane i zarządzane centralnie w celu osiągnięcia dodatkowych korzyści. Z punktu widzenia

3 właściciela instalacji system sterowania mocą daje szansę na ciągłą odsprzedaż nadwyżek energii do sieci, również w sytuacji obecności innych źródeł rozproszonych, wyposażonych w analogiczny system lub nie niezależnie od stanu sieci. Z punktu widzenia OSD taki system jest całkowicie transparentny i nie wprowadza żadnych zakłóceń w pracy sieci NN. Jeżeli zastosujemy omówiony system sterowania w grupie instalacji pracujących w jednej gałęzi sieci, możliwe będzie rozszerzenie funkcjonalności tej sieci o dwa dodatkowe elementy: wyrównywanie napięcia wzdłuż linii dystrybucyjnej oraz umożliwienie prosumentom znajdującym się wzdłuż tej linii produkcji jednakowej ilości energii, tzn. przypadnie im jednakowy procent odłączeń, będących skutkiem wzrostu napięcia w punkcie przyłączenia. O ile pierwsza funkcja jest zdecydowanie bardziej pożądana z punktu widzenia OSD, o tyle drugą wdrożono z myślą o prosumentach. Sterowanie grupą instalacji ma jeszcze jeden istotny aspekt jakościowy. Każda z dostępnych w sieci instalacji może być podzielona na mniejsze jednostki, pracujące z mocami cząstkowymi. Jeżeli założymy, że poszczególne mikrofalowniki mogą być włączane/wyłączane w różnych chwilach (w danym momencie nie włączamy więcej niż jednego urządzenia), to ilość sposobów regulacji znacząco zwiększa się. Efektem jest przede wszystkim dokładniejsza regulacja i bilansowanie obciążeń. Należy mieć na uwadze również to, że większość mikroźródeł ma charakter jednofazowy, podczas gdy sieć jest trójfazowa. Może to powodować niepożądane niezbilansowanie obciążeń poszczególnych faz. Podział mikroźródła na mniejsze jednostki wytwórcze powoduje, że mogą one być połączone z różnymi fazami, a tym samym służyć do bilansowania obciążeń fazowych. Jak działa sterowanie mocą jednostek wytwórczych? Warto przyjrzeć się funkcjonowaniu opisanego systemu na przykładzie. Załóżmy, że w jednej gałęzi sieci NN znajduje się trzynaście domostw o różnym profilu zużycia energii, z których każdy posiada instalację fotowoltaiczną. Tak jak pokazano na rysunku 1, powyżej pewnej mocy zainstalowanej dla instalacji fotowoltaicznych przy sprzyjających warunkach pogodowych jednoczesna produkcja energii i jej odsprzedaż do sieci spowoduje wzrost napięcia w tej sieci powyżej dopuszczalnych limitów. Przyjmijmy, że architektura wszystkich instalacji fotowoltaicznych bazuje na mikrofalownikach, czyli podlegają one sterowaniu pod kątem mocy wytwórczej. Dodatkowo rozważmy dwa schematy ograniczenia mocy: sterowanie lokalne każdą instalacją niezależnie i bez wiedzy o pozostałych instalacjach w sieci, a także skoordynowane sterowanie grupą instalacji (tutaj wszystkimi). Załóżmy też, że moment, od którego zaczynamy obserwację, to chwila, w której napięcie w sieci wzrosło powyżej 10% limitu narzuconego normą. Progi napięciowe, pomiędzy którymi system nie będzie regulował mocy wytwórczej źródeł określono na poziomie 1,09 i 1,08 napięcia nominalnego. Oznacza to pracę instalacji z pełną mocą do momentu zwiększenia napięcia o 8% powyżej wartości nominalnej oraz taką regulację mocy, aby nie przekroczyć tej wartości o więcej niż 9%.

4 Rys. 1. Sieć dystrybucyjna posiada ograniczoną przepustowość, powyżej której dalsza penetracja przez źródła rozproszone może spowodować niepożądane skutki. Efekt użycia sterowania prześledzić można na rysunku 2. W obydwu rozważanych przypadkach wartość napięcia w punkcie przyłączenia została obniżona do założonego poziomu. Wyraźnie widać, że sterowanie pojedynczą instalacją pozwala na skrócenie czasu regulacji, ale też na mniejszą jej dokładność. Wynika to z konieczności wprowadzenia opóźnień pomiędzy załączeniem/wyłączeniem poszczególnych instalacji sterowanych centralnie. Większa liczba mikrofalowników do wyłączenia kaskadowego przekłada się na dłuższy czas reakcji systemu, ale też powoduje, że stopień regulacji jest niższy. Mimo że analizujemy poziom napięcia w punkcie przyłączenia dla wybranego prosumenta, to podstawowym efektem odczuwalnym przez właściciela instalacji jest możliwość odsprzedaży energii w okresie, kiedy telemechanika OSD nie pozwoliłaby na eksport energii do sieci. Oznacza to, że zamiast utracić 100% możliwości produkcyjnych, udało się odsprzedać ułamek energii. W analizowanym przypadku ilość zachowanych mocy produkcyjnych wahała się między 25 a 75%, w zależności od lokalizacji źródła w sieci. Dodatkowo wyrównywanie napięcia wzdłuż linii dystrybucyjnej przeprowadzono z dokładnością do 99,7%, a maksymalne zarejestrowane niezbilansowanie faz wyniosło 0,12%.

5 Rys. 2. Przebiegi napięcia w punkcie przyłączenia instalacji przy sterowaniu pojedynczą instalacją (góra) oraz grupą instalacji (dół) Rys. 3. Poprzez regulację parametrów sterowania istnieje możliwość przesunięcia priorytetu w stronę ilości zielonej energii eksportowanej do sieci lub zachowania jakości energii. Warto też zauważyć, że przedstawiony sposób sterowania instalacjami pozwala realizować priorytet wprowadzenia zielonej energii do sieci lub priorytet zachowania jakości energii. Relacje pomiędzy parametrami regulacji, tj. wartościami napięć progowych oraz opóźnieniami załączeń poszczególnych mikrofalowników, przedstawiono na rysunku 3. Z przedstawionych możliwości rozwiązań wynika, że proces integracji źródeł rozproszonych w sieciach dystrybucyjnych nie musi być postrzegany jako walka antagonistów: operatorów sieci i prosumentów. Istnieją nowe pomysły, wychodzące poza dotychczas stosowane rozwiązania, które pozwalają uzyskać wartość dodaną zarówno dla małych producentów energii, jak i spełnić postulaty operatorów sieci.