Certyfikacja przyłączy

Transkrypt

1 Certyfikacja przyłączy Autorzy: Mateusz Wenclik, Jochen Moeller, dr Fynn Scheben, M.O.E. Moeller Operating Engineering, Itzehoe, Niemcy ( Czysta Energia nr 10/2013) Proces certyfikacji przyłączy w Niemczech dotyczy ok. 300 nowo powstających co roku parków wiatrowych i ponad 500 dużych instalacji PV. W związku z pracami nad ujednoliconymi wymogami sieciowymi Network Code Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators (NC RfG) 1, prowadzonymi przez Europejskie Stowarzyszenie Operatorów Systemów Sieciowych (ENSO-E), podobne regulacje będą w przyszłości obowiązywać w całej Unii Europejskiej. Do początku 2013 r. przyłączono w Niemczech ponad 31 GW czerpanych z wiatru i ponad 30 GW pochodzących z ogniw fotowoltaicznych. Tak znaczący przyrost mocy ze źródeł odnawialnych pozwolił Niemcom cieszyć się w ostatnich latach mianem jednego ze światowych liderów na tym rynku. Wraz z rosnącym udziałem źródeł odnawialnych, z definicji małych i rozproszonych, na znaczeniu wyraźnie zyskały kwestie równoważenia zapotrzebowania na energię z jej produkcją, radzenia sobie ze zwarciami w sieci czy uruchamiania odcinka sieci po awarii. W pionierskich czasach prac nad OZE operatorzy sieciowi, którzy zgodzili się na przyłączenie np. turbiny wiatrowej, żądali w razie zwarcia w sieci natychmiastowego odłączenia generatora. Technologia konwersji energii z wykorzystaniem elementów półprzewodnikowych, rozwinięta w ciągu ostatnich lat na potrzeby generacji z OZE i powszechnie stosowana w konwerterach turbin wiatrowych i falownikach parków fotowoltaicznych, daje zupełnie nowe możliwości i pozwala na stabilizowanie sieci energetycznej. Współczesne generatory w razie awarii sieci nie tylko nie mają prawa się od niej odłączać, ale biorą udział w podtrzymywaniu napięcia. Dzięki zaawansowanym metodom sterowania i możliwości zdalnej redukcji mocy, usługi sieciowe świadczone przez elektrownie fotowoltaiczne obejmują OZE i rozciągają się też na bilansowanie produkcji i zużycia energii. Doświadczenia zebrane podczas realizacji i eksploatacji parków fotowoltaicznych oraz wiatrowych znalazły odzwierciedlenie w wytycznych i ramach prawnych określających wymogi techniczne stawiane zarówno samym generatorom, jak i kompletnym parkom. W niniejszym artykule przedstawiono, z perspektywy instytucji certyfikującej, stosowany w Niemczech proces weryfikacji parków wiatrowych i fotowoltaicznych w sieciach średniego oraz wysokiego napięcia, a także obowiązujące wymogi i zmiany w kontekście powstających norm europejskich.

2 Proces certyfikacji w Niemczech Weryfikacja warunków technicznych parków wiatrowych i fotowoltaicznych przeprowadzana jest w oparciu o ustawę o odnawialnych źródłach energii 2, a w szczególności o rozporządzenie dotyczące usług sieciowych. Nakłada ono na wnioskującego o przyłączenie obowiązek przedłożenia certyfikatu potwierdzającego spełnienie wymogów technicznych dotyczących usług sieciowych. W przypadku przyłączy do sieci średnich napięć rozporządzenie odwołuje się do technicznych wytycznych BDEW MSR 4, opracowanych przez Zrzeszenie Gospodarki Energetycznej i Wodnej, a w przypadku wysokich napięć do TransmissionCode Zrzeszenia Operatorów Systemów Elektroenergetycznych. Zgodnie z rozporządzeniem, proces certyfikacji mają prawo prowadzić akredytowane jednostki, spełniające wymagania DIN EN 45011:1998 (w przyszłości EN ISO/IEC 17065:2012). Rozporządzenie mówi o parkach wiatrowych i de facto nie nakłada obowiązku certyfikacyjnego na parki fotowoltaiczne. Warto jednak nadmienić, że wielu deweloperów elektrowni PV decyduje się na certyfikację dla samej niezależnej weryfikacji warunków technicznych. Aby stworzyć wspólną płaszczyznę dla producentów jednostek wytwórczych, deweloperów parków, operatorów systemów elektroenergetycznych, instytutów pomiarowych i organów certyfikujących, Towarzystwo na Rzecz Energii Wiatrowej i Innych Źródeł Odnawialnych przygotowało ramy procesu certyfikacyjnego wytyczne TR8 3. Proces certyfikacji (rys. 1) składa się z trzech etapów: certyfikacji jednostki wytwórczej, certyfikacji elektrowni oraz potwierdzenia zgodności. Rys. 1. Trzy etapy certyfikacji Celem certyfikacji jednostki wytwórczej jest nie tylko potwierdzenie, że przy typowej konfiguracji parku spełnia ona wymagania operatorów. Na tym etapie budowany i walidowany

3 jest też w oparciu o pomiary numeryczny model generatora (rys. 2). Jest on wykorzystywany na etapie certyfikacji kompletnego parku. Rys. 2. Pierwszy etap certyfikacji certyfikacja jednostki wytwórczej Certyfikacja elektrowni (etap II) przeprowadzana jest w czasie planowania instalacji. Bazę stanowi certyfikat jednostki wytwórczej oraz dane o okablowaniu, transformatorach i innych urządzeniach energetycznych, zainstalowanych w parku. Certyfikat należy przedłożyć operatorowi systemu elektroenergetycznego przed uruchomieniem przyłącza. Jako zamknięcie procesu certyfikacyjnego, w okresie do sześciu miesięcy od uruchomienia, wymagane jest wykonanie niezależnej inspekcji i potwierdzenie zgodności realizacji z projektem. Europejskie wymogi sieciowe Europejskie Stowarzyszenie Operatorów ENTSO-E stawia sobie za cel stworzenie ujednoliconych wymogów technicznych dla jednostek generujących energię elektryczną, jak również dla operatorów systemów elektroenergetycznych. Służy to optymalnemu wykorzystaniu zasobów oraz zapewnia przejrzyste i niedyskryminujące zasady współpracy różnych podmiotów branży energetycznej na obszarze UE. Wymogi sieciowe ENSO-E 1 rozróżniają cztery typy parków, w zależności od poziomu napięcia i zainstalowanej mocy od A do D. W związku z tym nie można arbitralnie stwierdzić, czy wszystkie wymogi kodu europejskiego znajdują pokrycie w istniejących przepisach niemieckich. Przykładowo ENTO-E definiuje nowy wymóg, który nie został dotąd ujęty ani w BDEW MSR, ani w TransmissionCode2007. Chodzi o tryb LFSM-U (ang. Limited Frequency

4 Sensitive Mode Underfrequency). W razie spadku częstotliwości sieci do poziomu 49,8 Hz- 49,5 Hz elektrownia ma dostarczać dodatkową moc czynną zgodnie z krzywą (rys. 3). Rys. 3. Limited Frequency Sensitive Mode Underfrequency Większość wymogów NC RfG ma swoje odpowiedniki w standardach niemieckich. ENTSO-E pozwala jednak na dużo swobodniejszy wybór parametrów, które każdy z krajów może indywidualnie doprecyzować. Koncept zilustrowano na przykładzie wymogu dostarczania mocy biernej oraz wymogu Fault-Ride-Through (FRT). Dostarczanie mocy biernej Rys. 4 przedstawia różnice w wymogach TC2007 i NC RfG dla parku typu C i D. Czerwona linia definiuje maksymalny zakres, w ramach którego operator systemu elektroenergetycznego określa swoje wymagania, przesuwając obszar ograniczony niebieską przerywaną linią. Rys. 4. Porównanie wymogów dostarczania mocy biernej w trzech wariantach TC2007 z wytycznymi NC RfG Jakkolwiek część wspólna zakresów z NC RfG i TC2007 jest wyraźna, widoczne są też obszary niepokrywające się.

5 Fault-Ride-Through NC RfG definiuje dla parków dwa poziomy wymogów dotyczących FRT, w zależności od rozmiaru elektrowni i poziomu napięcia. Dla ułatwienia w poniższym przykładzie rozważamy park typu B. Ponieważ konkretne wartości graniczne muszą być doprecyzowane, Rys. 5 przedstawia minimalne (ang. best-case) i najostrzejsze wymagania (ang. worst-case) NC RfG w porównaniu z profilem napięcia z BDEW MSR dla genaratorów typu 2. Rys. 5. Fault-Ride-Through wg BDEW MSR i NC RfG (typ B) Jak widać, BDEW MSR zakłada, że w ciągu pierwszych 150 ms napięcie może spaść do zera, przy czym elektrownia nie ma prawa odłączyć się od sieci. Tym samym w początkowej fazie wymagania BDEW są ostrzejsze. Po tej fazie wymogi NC RfG, w zależności od wybranego profilu, mogą być trudniejsze do spełnienia. Rys. 6 prezentuje profile FRT, określone w NC RfG (park typu D) i w TC2007 dla przyłączy do sieci wysokiego napięcia. Rys. 6. Fault-Ride-Through wg TC2007 i NC RfG (typ D) Podobnie jak w poprzednim przykładzie, obowiązujące w Niemczech wymagania są zbliżone do minimalnych wymagań NC RfG. Obecnie trudno przewidzieć, jaki ostateczny kształt będą miały wymogi NC RfG w Polsce. Decyzje w tej sprawie będą podejmowały organy nadzorujące każdego z krajów członkowskich UE. Jednak niezależnie od konkretnych wymogów technicznych, instytuty

6 certyfikujące, takie jak M.O.E. są pod względem formalnym i merytorycznym przygotowane do nadchodzących zmian. Źródła 1. European Network of Transmission System Operators for Electricity: ENTSO-E Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators (Wymogi Sieciowe Przyłączania Generatorów do Sieci Energetycznej). Bruksela Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit: Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien, Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG (Ustawa o odnawialnych źródłach energii) Ostatnia nowelizacja Obowiązuje od Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Teil 8: Zertifizierung der Elektrischen Eigenschaften von Erzeugungseinheiten und -anlagen am Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsnetz (Część 8: Certyfikacja własności elektrycznych generatorów prądu i elektrowni w sieciach średnich, wysokich i najwyższych napięć). Wydanie 06. Obowiązuje od Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft: BDEW Mittelspannungrichtlinie, Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz, Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz (Generatory mocy w sieci średniego napięcia wytyczne przyłączania elektrowni i ich eksploatacji w układzie równoległym w sieci średniego napięcia). Berlin Verband der Netzbetreiber: TransmissionCode 2007 (Wymogi systemowe niemieckich operatorów systemów elektroenergetycznych). Berlin 2007.