SYSTEM ZARZĄDZANIA SIECIĄ NN W ŚWIETLE WYMAGAŃ NORMY PN-EN 50438

POZNAN UNIVERSITY OF TECHNOLOGY ACADEMIC JOURNALS No 94 Electrical Engineering 2018 DOI 10.21008/j.1897-0737.2018.94.0006 Klara SEREJA *, Robert JĘDRYCHOWSKI * SYSTEM ZARZĄDZANIA SIECIĄ NN W ŚWIETLE WYMAGAŃ NORMY PN-EN 50438 W artykule rozważono wymogi, jakie nakłada na fotowoltaiczną instalację mikrogeneracyjną 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 sterowanie jednostkami wytwórczymi z poziomu sterownika centralnego zainstalowanego na stacji i współpracującego z inwerterami instalacji PV, układami pomiarowymi oraz przełącznikiem 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 napięciem w sieci nn. 1. WSTĘP Zwrot ku technologiom pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych wpłynął na kierunek postępu współczesnej elektroenergetyki. Według danych z marca 2017 roku [1], w Niemczech łączna moc zainstalowana w systemach fotowoltaicznych 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 (odpowiednio 19 GW i 11 GW). Na tym tle wielkość generacji energii ze źródeł fotowoltaicznych w Polsce wydaje się znikoma pod koniec 2016 roku moc zainstalowaną 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 nasyceniu mikrogeneracją fotowoltaiczną, co jest skutkiem lokalnych programów dotacji tego rodzaju inwestycji. Prognozy na kolejne lata oraz tendencje obserwowane w innych państwach europejskich pozwalają przypuszczać, że udział fotowol- * Politechnika Lubelska

64 Klara Sereja, Robert Jędrychowski taiki w krajowej produkcji energii będzie z każdym rokiem coraz bardziej znaczący, 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 elektroenergetycznych 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 przeznaczonych 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 fazowych 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 dotychczasowej konfiguracji układy promieniowe projektowane przy założeniu jednokierunkowego przepływu mocy, od źródła w stronę odbiorcy, zaczynają pracować 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 Z Ln = R Ln + jx Ln zasilana jest z transformatora SN/nn (Tr). Do węzła 3 sieci przyłączone są mikroźródła fotowoltaiczne generujące moc (P G, Q G ) oraz odbiory pobierające moc z sieci (P L, Q L ). Wpływ generacji rozproszonej na profil napięciowy w sieci opisuje zależność [3, 4, 5]: ( PL PG) ( QL QG) U RLn XLn (1) Un Un Mikroźródła przyłączone do sieci nn w wielu sytuacjach wpływają więc korzystnie na warunki napięciowe, niwelując spadki napięcia w sieci. Jednak nadmierna 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 pogodowych i jednocześnie przy niskim obciążeniu, moc generowana przekracza moc obciążenia (I G > I L ), powodując pomiędzy węzłami 2 i 3 odwrócenie przepływu mocy. To z kolei może powodować nadmierny wzrost napięcia określany jako zjawisko podbicia napięcia (ang. voltage boosting, overvoltage). Stan taki

System zarządzania siecią nn 65 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 niedopuszczalnych 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 kilkudziesięciu sekund, co przy sprzyjającym nasłonecznieniu ponownie może doprowadzić do wzrostu napięcia i powtórzenia cyklu kaskadowych wyłączeń i załączeń mikrogeneratorów. Aby ograniczyć konieczność wyłączeń instalacji PV do niezbędnego minimum, wprowadzono szereg zaleceń i przepisów, zarówno na szczeblu europejskim, jak i krajowym. Wśród wymogów, które musi spełniać instalacja fotowoltaiczna przyłączana do sieci nn, norma PN-EN 50438:2014-02 podaje zdolność do pracy przy napięciu w punkcie przyłączenia od 0,85 U n do 1,1 U n [2]. Jako środek służący utrzymaniu napięcia w dopuszczalnych granicach norma zaleca sterowanie mocą bierną lub mocą czynną. Mikrogenerator powinien mieć możliwość działania w trzech trybach:

66 Klara Sereja, Robert Jędrychowski 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 podstawowych 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 mikroźródła. Przekroczenie górnej granicy napięcia, 1,1 U n, powinno skutkować zadziałaniem zabezpieczeń i w efekcie odłączeniem instalacji PV. Norma zaleca nastawę czasu odłączenia dla I stopnia zabezpieczenia do 3 sekund, natomiast przekroczenie wartości 1,15 U n 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 powinna być odłączona w wyniku wystąpienia krótkotrwałych zakłóceń do kilkuset milisekund. Ponowne załączenie po zadziałaniu zabezpieczeń jest dopuszczone w normie przy spełnieniu warunku 0,85 U n U 1,1 U n przy minimalnym czasie 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 zdecentralizowanym kładą nacisk na lokalne sterowanie źródłem energii przy konieczności wymiany tylko niewielkiej ilości danych z pojedynczymi urządzeniami sieciowymi, co przekłada się na niższe koszty systemów komunikacji. Innym podejściem jest skoordynowane sterowanie napięciem [10], zakładające współpracę 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,

System zarządzania siecią nn 67 urządzenie telemechaniki. Metody scentralizowane zapewniają szersze spojrzenie na warunki napięciowe w sieci i wyższą efektywność, jednak koszty rozbudowanej 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 zasadniczych elementów (rys. 2). OSD Sterownik centralny Wymiana danych (sterowania, pomiary) Sterownik lokalny Sterownik lokalny 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 bezpośrednia komunikacja z falownikiem poprzez wysyłanie sygnałów sterujących (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 akwizycja danych ze sterowników lokalnych i przełącznika zaczepów oraz wysyłanie komend sterujących na podstawie głównego algorytmu scentralizowanego sterowania napięciem. Sterownik centralny powinien wyposażony być w panel operatorski informujący obsługę o aktualnym stanie pracy sieci

68 Klara Sereja, Robert Jędrychowski i umożliwiający wprowadzanie nastaw, a także ich zmianę w sytuacji rozbudowy sieci. Sieć testowa została zrealizowana przy pomocy układu sterowników programowalnych 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, charakteryzującym 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 pomiarów trójfazowych. Środowisko do programowania sterowników zawiera zintegrowany edytor wizualizacji, co umożliwia tworzenie panelu dla obsługi bez potrzeby dodatkowej konfiguracji. Okno wizualizacji utworzonej dla sterownika centralnego zostało przedstawione na rys. 3. Rys. 3. Okno wizualizacji panel operatorski sterownika centralnego Wymiana danych pomiędzy sterownikami lokalnymi a sterownikiem centralnym odbywa się dzięki mechanizmowi zmiennych sieciowych (Network Variables), wykorzystującemu warstwę transportową protokołu UDP. Założeniem

System zarządzania siecią nn 69 projektowanego systemu jest także komunikacja z OSD poprzez centralne systemy 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 potrzeby testów algorytmu pracy systemu opracowany został program symulatora wykonany w środowisku LabVIEW. Symulator wykonano jako odrębne urządzenie 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 kilkustopniowym 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 zarejestrowane zostanie przekroczenie nastawionych granicznych wartości napięcia (U g_lim, U d_lim ), określone na podstawie pomiaru 10-minutowej wartości średniej napięcia, sterownik ma za zadanie kontynuowanie pomiaru przez określony czas zwłoki (t zw ) w celu wyeliminowania zbędnej reakcji układu w wyniku krótkotrwałych zakłóceń. Jeśli przekroczenie utrzymuje się, podjęte zostaną dalsze działania mające na celu powrót do akceptowalnych warunków napięciowych. Przy U max > U g_lim pierwszym krokiem jest próba wymuszenia poboru mocy biernej zgodnie z charakterystyką Q (U). Wyboru generatora, dla którego załączone zostanie ograniczenie, sterownik dokonuje na podstawie kryterium: max (2) U i gdzie U i 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 napięcia poprzez zmianę zaczepu transformatora. Działanie to zostanie jednak zablokowane, jeśli w innej części sterowanej sieci napięcie minimalne przekra-

70 Klara Sereja, Robert Jędrychowski cza dolną nastawę, co skutkowałoby pogorszeniem jakości energii dostarczanej odbiorcom zasilanym z tej samej stacji transformatorowej. Jako ostatnią z możliwości przeciwdziałania podbiciom napięcia przewidziano ograniczenie mocy generowanej według nastawionej charakterystyki P (U). Wariant ten jest aktywowany 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 U d_lim, falowniki wszystkich mikroinstalacji PV pracują w trybie Q (U), nie stwierdza się zbyt niskich wartości napięć w pozostałej części sieci, ale transformator pracuje już na najniższym zaczepie. Dzięki trzystopniowemu działaniu algorytmu uzyskuje się możliwość ograniczenia do koniecznego minimum redukcji mocy generowanej, czego konsekwencją jest zwiększenie rentowności inwestycji dla prosumenta. Po określonym czasie załączonych ograniczeń (nastawa t dez ) następuje ich samoczynna dezaktywacja i przywrócenie trybu generacji z pełną mocą. Także w sytuacji, gdy sterownik otrzyma informację o zbyt niskim napięciu w sieci (U min < U d_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 U g_lim U d_lim t zw t t dez 242 V 220 V 2 s 10 s 5 min Nastawy napięciowe uwzględniają wymogi stawiane przez normę PN-EN 50438, zawężając jednak zakres normalnej pracy mikroinstalacji tak, by zminimalizować ryzyko zbędnego zadziałania zabezpieczenia nadnapięciowego i odłączenia źródła. Zaproponowane nastawy mogą ulec zmianie po weryfikacji i dostosowaniu do warunków pracy rzeczywistej sieci nn.

System zarządzania siecią nn 71 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 rozproszonej. 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 niewystarczające. Zwłaszcza sieci niskiego napięcia, charakteryzujące się niską wartością R Ln /X Ln, np. przy liniach kablowych lub liniach napowietrznych o niewielkich przekrojach, wymagają stosowania dodatkowych środków. Drugim rozwiązaniem 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 operatora sieci. Zaproponowane rozwiązanie w postaci kompleksowego systemu zarządzania siecią nn, wykorzystujące algorytmy skoordynowanego sterowania napięciem, może stanowić dobrą alternatywę dla klasycznego podejścia, wykorzystując oba proponowane przez normę mechanizmy. Odrębnym zagadnieniem są tu jednak koszty wdrożenia systemu, m.in. sterowników, sieci komunikacyjnej 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 przeznaczonych 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 poziomów napięcia w sieci nn wykonanej na zamówienie PTPiREE, Politechnika Lubelska, Lublin, 2017.

72 Klara Sereja, Robert Jędrychowski [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 elektroenergetycznych. [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 distributed 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 coordinated 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 opanowania podskoków napięcia w sieci nn o dużym nasyceniu mikroinstalacjami fotowoltaicznymi, 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 photovoltaic 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)