Technologie

Automatyka zabezpieczeniowa dla elektrowni fotowoltaicznych

image description

Elektrownie fotowoltaiczne w polskich sieciach stają się bardzo często spotykanym źródłem energii, których właściwości, szczególnie przy licznych obiektach na małym obszarze, są słabo rozpoznane. W artykule przedstawiono zabezpieczenia tych elektrowni, ale i sieci z nimi współpracujących, tak z punktu widzenia przepisów, jak i uzupełnione własnymi poglądami autorów.

Na podstawie analiz przepisów i teoretycznych analiz zaproponowano
terminal polowy CZIP®-PV PRO, który powinien zapewnić wszystkie
oczekiwane i potrzebne zabezpieczenia.

1. Wstęp

Dynamiczny przyrost liczby inwestycji w zakresie budowy elektrowni słonecznych (inaczej: fotowoltaicznych) i szczególne wymagania stawiane tego typu instalacjom, stały się inspiracją do powstania tego artykułu i skłoniły autorów do opracowania dla nich metodyki zabezpieczania i wyspecjalizowanych przekaźników, które zapewnią ich ochronę przed skutkami różnych zakłóceń. W szczególności ochronę urządzeń elektrycznych, poprzez które są przyłączone do sieci i samych sieci. Opracowana została nowa konstrukcja terminala polowego oznaczonego jako CZIP®-PV PRO, przeznaczonego do pracy w rozdzielnicach pracujących w miejscach przyłączania elektrowni fotowoltaicznych do sieci dystrybucyjnych SN i nn, w tym także dla tzw. mikroinstalacji.

W artykule będą używane następujące akronimy:

PV – fotowoltaika,
EPV – elektrownia fotowoltaiczna,
SE – system elektroenergetyczny.

Przedmiotem zainteresowania opracowania są przede wszystkim EPV przyłączone do sieci SN, czyli o mocach rzędu (50 – 5000) kW, może wyjątkowo do 10 MW. Będzie jednak wiele odniesień do instalacji przyłączonych do sieci nn, co jest obecnie silnie rozwijającą się gałęzią i nie do zatrzymania, ponieważ na przyłączenie do sieci wystarczy zawiadomienie operatora, a nie jego zgoda.

Instalacje o mocy powyżej 200 kW do 10 MW, zaliczają się do modułów wytwarzania energii typu B i podlegają nomie [2]. Powyżej mocy 10 MW są to moduły typu C i będą raczej przyłączone do sieci 110 kV i tam problemy są łatwiejsze do rozwiązania, chociaż wyposażenie w urządzenia EAZ bardziej skomplikowane.

2. Definicje

Mikroinstalacja – instalacja odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW, przyłączona do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV albo o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu nie większej niż 150 kW, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest nie większa niż 50 kW [4].

Wydaje się, że w definicji jest nieścisłość – przyłączanie instalacji o mocy do 50 kW ma sens tylko do sieci o napięciu do 1 kV, ewentualnie wyjątkowo SN. Poza tym sieć nie jest charakteryzowana napięciem znamionowym, a napięciem nominalnym. W sieci o określonym napięciu nominalnym pracują urządzenia o różnych napięciach znamionowych – wartość tego napięcia nadaje producent. W sieci o napięciu nominalnym 15 kV spotyka się kable o napięciu znamionowym 20 kV i transformatory o napięciu znamionowym 15,75 kV.

Mała instalacja – instalacja odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 50 kW
i mniejszej niż 500 kW, przyłączona do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV albo o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu większej niż 150 kW i nie większej niż 900 kW, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest większa niż 50 kW i mniejsza niż 500 kW.

Ważną informacją dla korzystających z tego artykułu jest to, że podane pod koniec proponowane zasady wyposażania EAZ w poszczególne kryteria zabezpieczeniowe są kompromisami przepisów zawartych w [4, 5] oraz [1, 2]. Instrukcja [4] została w większości opracowana przed 2014 r. i nie było jeszcze wówczas norm [1, 2]. Z drugiej strony w wymienionych normach są ewidentne braki, ale nie tutaj jest miejsce na ich szczegółowe wskazywanie. Jaskrawym przykładem jest zabezpieczenie nadnapięciowe dla średniej z 10 minut – w IRiESD (załącznik nr 10) pojawia się w postaci I stopnia zabezpieczenia nadnapięciowego, a w normach [1, 2] jest jako oddzielne kryterium, a wymieniany I stopień zabezpieczenia nadnapięciowego ma działać wg klasycznego algorytmu. Ale czy na pewno jest ono niezbędne, jeśli oprócz tego są dwa zabezpieczenia klasyczne nadnapięciowe?

CZIP®-PV PRO został wyposażony we wszystkie te kryteria – nie wiadomo, co przyniosą następne lata. Pewną zagadką są zabezpieczenie od skutków pracy wyspowej (LoM) – tzw. aktywne. Nie są one nawet dobrze rozpoznane w praktyce, a w IRiESD zostały wymienione w karcie aktualizacji nr 10 [5]. W normach [1, 2] nie ma nic o zabezpieczeniach ziemnozwarciowych! Przy opracowywaniu załącznika nr 10 do IRiESD, normy [1, 2] mogły w URE nie być znane, a tablica została prawdopodobnie opracowana przy współpracy z poszczególnymi koncernami energetycznymi. Czy czeka nas znów nowelizacja IRiESD?

3. Zjawiska w sieci

Główny problem EPV i związanych z nimi zjawisk w sieci dotyczy zwarć międzyfazowych i będzie omawiany na podstawie schematów pokazanych na rys. 1 i 3. Zjawiska podczas zwarć doziemnych i zabezpieczenia od ich skutków nie różnią się niczym w stosunku do problemów występujących przy podłączaniu innych źródeł lokalnych i są omówione np. w [7].

Rys. 1. Zjawiska podczas zwarć międzyfazowych dla EPV przyłączonej do linii SN

Tablica 1 zaczerpnięta z [5], której celem głównym jest wykaz wartości nastawczych, podaje wymagane zabezpieczenia dla mikroinstalacji i nie zawiera typowych zabezpieczeń przed skutkami zwarć międzyfazowych (jako „typowe” uważa się zabezpieczenia wykorzystujące prądy fazowe lub kryteria podimpedancyjne). W normie [1] także nie ma wzmianki o zabezpieczeniach od skutków zwarć międzyfazowych. Można w pewnym dużym przybliżeniu uważać, że zabezpieczenie podnapięciowe jest zabezpieczeniem również od skutków zwarć międzyfazowych, bo każdemu zwarciu towarzyszy obniżenie napięcia. Jest to jednak zbyt duże uproszczenie niespotykane w literaturze. Obniżenie napięcia podczas zwarcia międzyfazowego następuje w znacznej części sieci i nie może być kryterium selektywnym. Wczytując się w zasady wyposażania EPV w zabezpieczenia napięciowe odnosi się wrażenie, że ich celem jest ochrona samej instalacji (inwerterów), a nie elementów wyprowadzających moc do sieci elektroenergetycznej.

W innych punktach IRiESD dotyczących źródeł lokalnych i linii z nimi współpracujących, zabezpieczenia są wymagane niezależnie od zastosowanej energii pierwotnej. Czyżby nasza IRiESD była zbyt restrykcyjna w stosunku do tych źródeł? Raczej trzeba zastosować przepisy z rozdziału II dotyczącego ogólnie automatyki zabezpieczeniowej, a nie kierować się tylko wytycznymi dla mikroźródeł.

Zakłada się przy tym na podstawie ogólnej wiedzy, że prąd zwarciowy generowany przez EPV wynosi co najwyżej 1,1 jej prądu znamionowego. Ten parametr jest podawany także w postaci współczynnika kLR występującego we wzorze

gdzie:
ZK– impedancja elektrowni lokalnej,
Sr – moc znamionowa elektrowni,
kLR – współczynnik zwarciowy (nazwa współczynnika – własna autora), który określa, ile razy prąd zwarciowy źródła przy zwarciu na jego zaciskach jest większy od prądu znamionowego.

Przy tym jest pewna niejasność, czy dotyczy to impedancji zwarciowej falownika i paneli fotowoltaicznych (tak się raczej obecnie przyjmuje), czy podczas zwarcia odległego także jest ograniczenie do 1,1 (czyli jakby współczynnik kLR nieco wzrastał). Nie ma to prawie znaczenia, ponieważ przy tak dużej impedancji źródła wpływ impedancji od źródła do miejsca zwarcia odgrywa niewielką rolę.

Na rys. 1 przedstawiony został sposób przyłączenia EPV do linii SN, do której przyłączeni są również odbiorcy. PZ oznacza w pełni wyposażony punkt zabezpieczeniowy – tzn. przekładniki prądowe i napięciowe, zabezpieczenia i wyłącznik.

Prąd zwarciowy Ik jest sumą dwóch składowych:

Ik-SE płynącego od strony sytemu elektroenergetycznego, można jego wartość dla zwarć trójfazowych szacować najczęściej w granicach 2-5 kA, jeśli zwarcie jest przed transformatorem SN/nn, dla zwarć za nim wartość prądu zwarciowego płynącego przez PZ będzie znacznie mniejsa,

Ik-EPV płynącego od strony EPV, jego wartość powiązana jest z impedancją zwarciową źródła zależną od współczynnika kLR zgodnie z zależnością (1).

Nie potrzeba wielkich analiz, aby stwierdzić, że prąd zwarciowy generowany przez EPV będzie przynajmniej kilkukrotnie mniejszy od płynącego od strony SE.

Na rys. 1.a pokazana jest sytuacja, kiedy zwarcie jest za PZ patrząc od strony linii, do której jest przyłączona EPV. Zabezpieczenie od skutków zwarć (na razie nie określa się kryterium jego działania) jest bezwzględnie potrzebne, aby odłączyć uszkodzony fragment w stronę EPV. Wskazany jest taki dobór nastawy, aby zabezpieczenie w PZ zabezpieczało także stronę nn transformatora aż do wyłącznika W przy czym, na ile jest to możliwe, powinny wykazać szczegółowe obliczenia. Prąd zwarcia od strony EPV powinien zostać wyłączony przez wyłącznik W lub sam sterownik falownika (od zabezpieczeń podnapięciowych).

Na rys. 1.b jest sytuacja inna. Podczas zwarcia linia zostanie wyłączona w GPZ i pewną wątpliwością jest, czy EPV będzie pracować na zwarcie, jeśli by nie było zabezpieczenia w PZ. Z artykułu [8] wynika, że taka sytuacja jest bardzo prawdopodobna. Na marginesie – z artykułu tego wynika, że falowniki badane przez jego autorów są nadzwyczaj czułe na wszelkie zakłócenia (szczególnie zapady i obniżenia) w stabilnym charakterze napięć w sieci współpracującej, nawet bardzo krótkie. Niezależnie od tej wątpliwości z IRiESD wynika, że w punkcie PZ musi być zabezpieczenie chroniące prze skutkami tego zwarcia, pomimo że prąd nie będzie szkodliwy dla urządzeń. W EAZ jest przyjęta niepisana zasada, że każde zakłócenie w postaci zwarcia międzyfazowego ma być wyłączane automatycznie.

Wg IRiESD w tym miejscu od skutków zwarć międzyfazowych należy zastosować zabezpieczenia nadprądowe – zwłoczne lub zwarciowe. Przy nastawieniu zabezpieczenia nadprądowego nawet na wartość prądu znamionowego EPV (zgodnie z zasadami EAZ z różnych względów powinno to być przynajmniej 1,1 prądu znamionowego), współczynnik czułości zabezpieczenia nie przekroczy wartości 1,1.
Odpowiedni punkt IRiESD dotyczący współczynników czułości brzmi następująco:

II.4.5.4.1.3. Zaleca się stosowanie dla zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych od skutków zwarć międzyfazowych następujących wartości współczynników czułości:

1) 1,5 dla zabezpieczeń podstawowych,

2) 1,2 dla zabezpieczeń rezerwowych.

Jest w nim słowo „zaleca się”, a nie ostre wymaganie. Jednakże żadna literatura nie dopuszcza tak małego współczynnika czułości dla zabezpieczeń nadprądowych, ponieważ nie gwarantuje to ich prawidłowej pracy. Nawet krótki łuk elektryczny w miejscu zwarcia, czy przybliżenia zastosowane podczas obliczeń prądów zwarciowych mogą być przyczyną braku rozruchu. Do tego dochodzą błędy przekładników prądowych czy samego zabezpieczenia. Z kolei zbyt mała nastawa przyczyni się do powstawania rozruchów i zadziałań zbędnych

Zaleca się skorzystanie z innego punktu IRiESD:

II.4.5.1.15. W niniejszym rozdziale podano wymagania minimalne. W poszczególnych urządzeniach lub polach można stosować dodatkowe zabezpieczenia działające na wyłączenie lub sygnalizację, np. wynikające z konstrukcji rozdzielnicy lub innych zabezpieczanych elementów.

W linii łączącej EPV z siecią SN warto zastosować „dodatkowe zabezpieczenie”. Konieczność jego wprowadzenia wynika z właściwości zabezpieczanego urządzenia, dokładniej – parametrów zwarciowych. Najbardziej odpowiednie będzie kryterium odległościowe, jednak typowe zabezpieczenia tego rodzaju są niepotrzebnie bardzo złożone (wielostrefowe i działające także podczas zwarć z ziemią) oraz w oddzielnych obudowach, stosunkowo drogie. Nieodpowiednie będą zabezpieczenia różnicowe wzdłużne czy inne odcinkowe, ponieważ ich zasięg jest ściśle wyznaczony przez przekładniki prądowe. Wydaje się, że idealnym rozwiązaniem do tego celu będą wprowadzone już wcześniej przez RELPOL S.A. proste kryteria podimpedancyjne od skutków zwarć międzyfazowych [9], ponieważ z zasady wykrywają zwarcia niezależnie od wartości prądu zwarciowego. Celem wprowadzenia tych kryteriów było zastępowanie w liniach SN kryteriów nadprądowych zwarciowych, aby uzyskać niezależność zasięgu zabezpieczenia od rodzaju zwarcia, mocy zwarciowej na szynach oraz bardziej precyzyjnie określać ten zasięg.

Podstawowym założeniem przy kształtowaniu charakterystyk tego zabezpieczenia, było zapewnienie maksymalnej przejrzystości i prostoty przy nastawianiu. Opracowano i wdrożono trzy stałe charakterystyki, niewymagające ich kształtowania. Przy nastawianiu tego kryterium, należy jedynie wybrać kierunek działania oraz parametry kryterialne rezystancji i reaktancji. Kształt dostępnych charakterystyk przedstawiają rys.2 a-c. Na rys. 2 d pokazano prawidłowe ułożenie charakterystyki „do przodu” względem charakterystyki odbioru.

Rys.2. Charakterystyki zabezpieczenia podimpedancyjnego (tylko dla zwarć międzyfazowych) α=β=5º. a – „do przodu”, b – „do tyłu”, c – bezkierunkowa, d – prawidłowe ułożenie względem charakterystyki odbioru.

Cechą szczególna jest też wyjątkowo prosty dobór nastaw z punktu widzenia braku pokrycia z charakterystyką odbioru. W sytuacji, kiedy istnieje zagrożenie, że charakterystyka odbioru może pokryć się z charakterystyką zabezpieczenia Z<, należy skorzystać ze wzorów:

gdzie: Imax – maksymalne obciążenie linii.

Jeśli maksymalne obciążenie linii nie jest znane, można je przyjmować równe

gdzie:

In1 – prąd znamionowy pierwotny przekładnika prądowego współpracującego z terminalem polowym.

Musi być spełniona zależność:

w której:

kb – współczynnik bezpieczeństwa – zalecana wartość to 1,5, wyjątkowo można przyjąć 1,2 dla linii silnie obciążonych,
 vz— przekładnia impedancyjna.

Na rys. 2d występuje wartość Zomin która jest związana z ZOBC|min wzorem:

Wartość Xnast należy dobierać do reaktancji linii – należy przy tym określić potrzebny zasięg zabezpieczenia.
Kryterium podimpedancyjne, w szczególnych warunkach, może zastąpić lub uzupełnić zabezpieczenie nadprądowe od skutków zwarć międzyfazowych.

Na rys. 3 przestawiony został schemat przyłączenia EPV do sieci SN, ale punktem przyłączenia jest pole w GPZ-cie lub RS-ie. W tej sytuacji projektanci przeważnie nie przewidują instalacji wyłącznika w rozdzielni SN EPV, bo jest on wymagany w miejscu przyłączenia. Nie jest to rozwiązanie dobre, ale dopuszczalne i oszczędne.

Rys.3. Zjawiska podczas zwarć międzyfazowych dla EPV przyłączonej do pola w GPZ-cie lub RS-ie.

Na rys. 3a pokazano zwarcie w linii łączącej EPV z punktem przyłączenia. Wyłączenie nastąpi w PZ. Można się spodziewać, że w polu odpływowym lub polu transformatora znajdują się przekładniki prądowe, a na szynach SN EPV – napięciowe. Można tam przyłączyć przekaźnik R, który tak jak w poprzedniej sytuacji – nie zapewni prawidłowego działania kryterium nadprądowemu. Konieczne jest kryterium podimpedancyjne, przy czym przekaźnik miejscowo może spowodować tylko wyłączenie wyłącznika (może to być stycznik) po stronie nn EPV. Powinno to być wystarczające do ochrony sieci, ale i falownika.

Na rys.3b zaznaczono zwarcie na szynach zbiorczych GPZ-tu. W tej sytuacji zadziała zabezpieczenie szyn i w związku z małym prądem zwarciowym generowanym przez EPV nie wystąpi zjawisko zbędnej jego blokady przez prąd dopływający do szyn zbiorczych od tego źródła. Zagrożenie od zjawiska zbędnej blokady zabezpieczenia szyn jest znane w sieciach z elektrowniami wiatrowymi i innymi z generatorami synchronicznymi pracującymi synchronicznie z siecią. EPV powinna zostać wyłączona przez jedno z zabezpieczeń napięciowych, częstotliwościowych lub od pracy wyspowej (zabezpieczenia częstotliwościowe także mogą zadziałać po przejściu EPV do pracy na wyspę).

4. Wymagania dla EPV na podstawie IRiESD

Tablica 1 przedstawia wymagania w zakresie funkcji i nastaw dla mikroinstalacji, a zaczerpnięta jest z [4]. Została opublikowana dopiero w 2019 r. w załączniku nr 10.

Cel tablicy to usystematyzowanie wartości nastaw różnych zabezpieczeń w mikroinstalacjach. Jednakże z tablicy tej wynikają przede wszystkim wymagania odnośnie wyposażenia w zabezpieczenia.

Nastawy dla innych EPV (nie mikroinstalacji) zostały określone w normach [1, 2], ale już mniej precyzyjnie. Zapisy w normach należy traktować jako wskazówki, a nie obligatoryjny przepis. Nastawy powinny być obliczane tak, jak to się robi dla innych elektrowni lokalnych np. wiatrowych.
Jako zabezpieczenia od pracy wyspowej wymieniono dwie pozycje: ROCOF czyli df/dt i zabezpieczenia aktywne. Kryteria działania zabezpieczeń aktywnych nie są wymienione w żadnym dokumencie. Można na podstawie literatury [10] sądzić, że chodzi o:

  • monitorowanie impedancji przy określonej częstotliwości,
  • wtrącanie dodatkowego sygnału,
  • przesunięcie napięcia Sandia,
  • przesunięcie częstotliwości Sandia,
  • skok częstotliwości,
  • pomiar poziomu zwarciowego (od autorów: zupełnie niezrozumiale jest pojęcie „poziom zwarciowy”),
  • uchyb exportu mocy czynnej.

Nazwy przytoczono dosłownie, bez jakichkolwiek zmian, chociaż trudno je zrozumieć. Opisy w innej literaturze także są mało komunikatywne.

Słowo „Sandia” w nazwach kryteriów pochodzi od Sandia National Laboratories w Stanach Zjednoczonych, które te kryteria opisało.

Istnieje jeszcze metoda „vector shift”, czyli „przesunięcie fazora”, którą zalicza się do metod pasywnych. Większość z wymienionych metod jest niedopracowana, a w ocenie autorów zbyt złożona i niepewna, aby być zastosowana w praktyce. Być może pozostanie na etapie analiz teoretycznych. Wiadomo, że są pewne problemy z cyfrowym pomiarem częstotliwości w stanach przejściowych w napięciu sieci. Jeszcze większe podczas pomiaru df/df i wykorzystaniu tej wielkości. Ostatnio można zauważyć, ze kryterium df/dt przestało się pojawiać nawet w automatyce SCO. Postawiono na zwiększenie szybkości działania kryteriów opartych na bezwzględnym pomiarze częstotliwości, co zresztą wywołało spodziewane przez służby eksploatacyjne w OSD zadziałania zbędne. Ale podejście specjalistów od systemów elektroenergetycznych wynika z troski o utrzymanie połączonego systemu elektroenergetycznego, a nie ograniczenie wyłączeń odbiorców.

Należy także zastanowić się w tablicy 1 nad dokładnym znaczeniem ROCOF i podanej wartości 2,5 Hz/s. Przy powstaniu wyspy obciążeniowej df/dt może mieć wartość tak dodatnią, jak i ujemną. W tablicy podano tylko wartość dodatnią, czyli określony przyrost częstotliwości. Powinna być podana wartość bezwzględna tej pochodnej lub lepiej – rozróżnienie wartości dodatniej i ujemnej. Wydaje się, że interpretując wartość 2,5 Hz w tablicy należy traktować jako bezwzględną – zabezpieczenie ma zadziałać, jeśli |df/dt| będzie większe od 2,5 Hz/s. Czy rzeczywiście nastawa w kierunku wzrostu i obniżenia częstotliwości powinna być taka sama? Wydaje się, że należy je rozróżnić, ponieważ wg pobieżnych szacunków – nadmiar mocy czynnej w systemie lub podsystemie raczej jest mniejszy niż niedomiar, stąd zjawisko wzrostu częstotliwości może przebiegać wolniej (mniejsza wartość |df/dt|).

Według IRiESD w mikroinstalacjach wymagane jest zabezpieczenie nadnapięciowe dwustopniowe, a w regulacjach dla pozostałych źródeł nie ma o tym wzmianki. W normach [1.2] wymagane jest jeszcze zabezpieczenie oparte na średniej wartości napięcia z ostatnich 10 minut. Wydaje się, że są argumenty przemawiające za zabezpieczeniem trzystopniowym, stąd takie możliwości zostały zapewnione w sterowniku CZIP®-PV PRO. Dla zabezpieczeń podnapięciowych zaproponowano dwa stopnie.

Z tabeli 1 wynika pośrednio jeszcze jeden wniosek: kryteria napięciowe w sieci nn mogą korzystać z napięć przewodowych lub fazowych. Zdaniem autorów artykułu warto korzystać z fazowych, bo zjawiska zakłóceniowe w sieci nn w nich obserwowane są bardziej wyraziste. Natomiast pomiar częstotliwości i jej pochodnej musi być oparty na napięciach przewodowych.

Tablica 1. Nastawy układu zabezpieczeń (dla mikroinstalacji) wg IRiESD

Szczegółowo analizując IRiESD zauważa się w niej pewne rozbieżności, przy czym są one znacznie mniejsze, niż przed opublikowaniem załącznika nr 10. Otóż w tekście głównym dopuszcza się w elektrowniach wyposażonych w transformator nn/SN instalowanie zabezpieczeń pod- i nadnapięciowych tak po stronie nn, jak i SN definiując jednocześnie, że mają być trójfazowe. Natomiast załącznik nr 10 wymaga zainstalowania zabezpieczeń podnapięciowych po stronie nn, a nadnapięciowych po stronie SN. Skąd takie wymaganie, zupełnie trudno zrozumieć. Podobnie w tekście głównym nie określa się miejsca zainstalowania zabezpieczeń częstotliwościowych, natomiast w załączniku – tylko dopuszcza się po stronie nn. Tutaj przynajmniej brak sprzeczności, jest tylko nieścisłość.

Nie wskazuje się tutaj wyraźnego błędu, ale doświadczenia wykazują, że pomiar f po stronie nn może być mało precyzyjny – uwidacznia się wpływ stanów nieustalonych pochodzących od pracy odbiorników. W mikroinstalacji może to być widoczne, ponieważ po stronie nn jest napięcie prosto z falownika. Po stronie SN na kształt krzywej napięcia pozytywne znaczenie może mieć indukcyjność transformatora działająca jako słaby filtr wyższych harmonicznych.

Zwraca uwagę, że EPV nie podlegają krzywej FRT (minimalny czas pracy elektrowni wiatrowej przy obniżonym przez zwarcie napięciu sieci). Jest to pewne zaskoczenie, jednak fakt ten należy przyjąć. Jednak gdyby teoretycznie mikroinstalacja bazowała na elektrowni wiatrowej, to już ją krzywa FRT obowiązuje. Jest to problem dla specjalistów z zakresu systemów elektroenergetycznych, ale jeśli udział EPV w mocy zainstalowanej w systemie wzrośnie, to może to stwarzać pewne problemy. Dla elektrowni wiatrowych wymaga się, aby utrzymywały się w pracy, jeśli napięcie trwale obniży się do 0,8Un. Dla mniejszych wartości napięcia są to czasy poniżej 3 s.

Poza przepisami dotyczącymi ściśle zabezpieczeń, na parametry zabezpieczeń może mieć wpływ następujący przepis:

Dopuszcza się możliwość pracy mikroinstalacji na potrzeby własne instalacji odbiorczej przy zaniku napięcia w sieci OSD. Rozwiązanie takie jest możliwe wyłącznie w przypadku zastosowania w instalacji odbiorczej rozłącznika stwarzającego w sposób automatyczny, na okres braku napięcia w sieci OSD, przerwę izolacyjną pomiędzy instalacją odbiorczą, a siecią OSD. Interpretując go – nie może instalacja pracować na własne potrzeby prosumenta po zadziałaniu jednego z zabezpieczeń wymienionych w tabeli nr 1, a wyłącznie po zaniku napięcia – nawet nie po jego obniżeniu (na okres braku napięcia). Jest to raczej nieporozumienie, bo jeśli sieć operatora nie zapewnia prawidłowych parametrów energii elektrycznej, to dlaczego nie może ich zapewnić jego własne źródło?

Jest też taka wątpliwość, że aktualnie stosowane falowniki nie potrafią się utrzymać w pracy „na wyspę”. Ten zapis może przydać się w przyszłości.

5. Schematy przyłączeniowe

Na podstawie powyżej sformułowanych zasad opracowano schematy przyłączeniowe specjalizowanego przekaźnika zabezpieczeniowego:

a) na rys. 4 pokazano schemat, jeśli w skład EPV wchodzi transformator SN/nn, a punkt przyłączenia jest w głębi sieci,
b) na rys. 5 pokazano schemat przyłączenia dla przypadku, gdy w skład EPV wchodzi transformator SN/nn i jest ona przyłączona linią abonencką do pola w GPZ-cie lub RS-ie,
c) na rys. 6 EPV jest mikroźródłem i przyłączona do sieci nn.

Rys. 4. Schemat przyłączenia EPV do linii SN.

Z punktu widzenia wyposażenia w urządzenia pierwotne, w przypadku a) jest w EPV wymagany wyłącznik po stronie SN transformatora. Wydaje się na obecnym etapie wiedzy, że zastępowanie go bezpiecznikami, jak to jest stacjach odbiorczych SN/nn, jest niewłaściwe, nawet przy małych mocach.

W przypadku b) można w EPV zrezygnować z wyłącznika. W przypadku c) na rys. 6 umieszczono wyłącznik, ale może to być np. także stycznik i bezpieczniki.

Jeśli w EPV znajduje się wyłącznik po stronie SN (rys.4), to jest on sterowany przez zabezpieczenie. Jeśli wyłącznik jest tylko w punkcie przyłączenia poza EPV (rys.5) (np. w GPZ-cie), to zabezpieczenie steruje wyłącznikiem po stronie nn. Na schematach zaznaczono tylko niektóre bezpieczniki w obwodach napięciowych i silnoprądowych.

Rys. 5. Schemat przyłączenia EPV do sieci SN poprzez linię abonencką.

Napięcia pomiarowe doprowadzone są z przekładników po stronie SN i także bezpośrednio ze strony nn. Użytkownik sam może zdecydować, do którego z zapisów IRiESD dostosuje się. Przy tym nie należy stosować żadnych podwójnych zabezpieczeń po obu stronach transformatora, w tym pod– i nadnapięciowych.

Jeśli specjalizowany przekaźnik zabezpieczeniowy jest zastosowany w mikroinstalacji, to nie podłącza się przekładników napięciowych (w tym także U0), tylko bezpośrednio sieć 230 V/400 V i prądy fazowe ze strony nn (rys. 6).

Rys. 6. Przyłączenie EPV (mikroźródła) do sieci nn.

6. Wykaz zabezpieczeń, w jakie powinien być wyposażony przekaźnik zabezpieczeniowy do EPV

Przekaźnik zabezpieczeniowy dla EPV powinien być wyposażony w zabezpieczenia: od skutków zwarć międzyfazowych (co nie wynika z tablicy 1, ale z tekstu IRiESD), napięciowe, częstotliwościowe i ziemnozwarciowe. Od skutków zwarć międzyfazowych jako główne można zastosować nadprądowe, ale warto je uzupełnić podimpedancyjnymi, ponieważ jak podano wcześniej, nadprądowe nie będą wykazywać się odpowiednią czułością. Dodatkowo należy zastosować zabezpieczenie nadnapięciowe, dla którego kryterium jest średnia wartość napięcia z ostatnich 10 minut. Zadziała ono wówczas, jeśli warunek zadziałania spełni jedno z trzech napięć przewodowych lub fazowych.

Tablica 2. Wykaz zabezpieczeń dla EPV zasilanych z obwodów napięciowych strony średniego napięcia

Z napięć strony 230 V/400 V zasilane są zabezpieczenia podane w tablicy 3.

Tablica 3. Wykaz zabezpieczeń dla EPV zasilanych z obwodów napięciowych strony niskiego napięcia (w przypadku istnienia transformatora SN/nn, jak i bez transformatora)

Zwraca się uwagę, że pomiar ma następować pomiędzy przewodami L oraz przewodem N. Przewód PE ma być podłączony do obudowy urządzenia (falownika) jako przewód ochronny. Możliwe jest zamiast tego połączenie obudowy z uziemieniem stacji SN/nn.

W tablicy 2 należy zwrócić uwagę na wiersze 3-5. W kolumnie proponującej decyzję o uruchomieniu podano NIE/TAK. Wynika to z rozbieżności pomiędzy kolejnymi wersjami dokumentu – użytkownik lub projektant powinien zdecydować, z którego zapisu skorzysta.

Zabezpieczenie zerowonapięciowe wg normy [2] nie jest wymagane i jest to chyba niedopatrzenie. Wg IRiESD jest wymagane i jest to zgodne z ogólnymi zasadami EAZ.

7. Podsumowanie

Wydaje się, że opracowanie nie wyczerpuje dokładnie i całkowicie poruszanej tematyki, a autorzy nie zakładają całkowitej słuszności przyjętych tez czy rozwiązań. W omawianej dziedzinie może spotkać technikę zabezpieczeniową jeszcze wiele niespodzianek. Pewien przykład: istnieje dość duża pewność, że współczesne falowniki stosowane w mikroinstalacjach zostają automatycznie wyłączone przez własne sterowniki przy braku napięcia w sieci. Nie potrafią przejść na pracę wyspową nawet wówczas, jeśli w ich pobliżu pracuje odbiór o mocy zbliżonej do aktualne wytwarzanej przez EPV. A jak zostanie przez sterownik danej EPV potraktowane napięcie wytwarzane prze inne EPV, w tej samej sieci, jeśli dodatkowo jeszcze w niej będzie dużo silników asynchronicznych wydłużających stałą czasową tego mikrosystemu?

Specyficzne wymagania dla EPV, w zakresie funkcji zabezpieczeniowych, były inspiracją opracowania nowej konstrukcji przekaźnika zabezpieczeniowego firmy Relpol S.A. oznaczonego jako CZIP®-PV PRO. Urządzenie to spełnia wszystkie opisane w artykule wymagania w zakresie automatyki zabezpieczeniowej dla EPV. Posiada zarówno zabezpieczenia zasilane z obwodów napięciowych strony SN (tabela 2), jak i nn (tabela 3). Na potrzeby realizacji wymaganych funkcji, nowy przekaźnik wyposażony został w dodatkowe wejścia pomiaru napięć po stronie nn. CZIP®-PV PRO jest zbudowany na bazie sprawdzonych rozwiązań sprzętowych i programowych, w tym zabezpieczenia podimpedancyjnego od skutków zwarć międzyfazowych. Autorzy zakładają możliwość rozwoju tego nowego urządzenia oraz zaproponowanego układu zabezpieczeń, ich adaptacji do przyszłych potrzeb i wymagań, które mogą zostać dopiero zidentyfikowane w przyszłości po pełnym rozpoznaniu właściwości sieci z większa liczbą EPV.

Witold Hoppel,
Władysław Sieluk,
Beata Zięba

Relpol S.A. Zakład Polon
Dział Sprzedaży i Marketingu tel. +48 68 45 32 708
Dział Techniczny tel. +48 68 45 32 703
e-mail: polon@relpol.com.pl

www.czip-pro.pl

Literatura

[1] PN-EN 50549-1: 2019-02. Wymagania dla instalacji generacyjnych przeznaczonych do równoległego przyłączania
do publicznych sieci dystrybucyjnych. Część 1: Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej nN. Instalacje generacyjne aż do typu B i włącznie z nim (oryg.)

[2] PN-EN 50549-2: 2019-04. Wymagania dla instalacji generacyjnych przeznaczonych do równoległego przyłączania
do publicznych sieci dystrybucyjnych. Część 2: Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej SN. Instalacje generacyjne aż do typu B i włącznie z nim (oryg.)

[3] PN-EN 50160: 2010. Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych.

[4] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Data wejścia w życie: 1.01.2014 r., z późniejszymi zmianami.

[5] Karta aktualizacji nr 10/2018 nr 10 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej.

Data wejścia w życie: 22.04.2019 r. (z wyłączeniem zmian w zakresie Załącznika nr 1 do IRiESD, które wchodzą w życie z dniem 15.10.2019 r.)

[6] Propozycje progów mocy maksymalnych dla modułów wytwarzania energii typu B, C i D, zgodnie z Rozporządzeniem
Komisji (UE) 2016.631. PSE, Konstancin-Jeziorna, 25. 01. 2018 r.

[7] Hoppel W.: Sieci średnich napięć. Automatyka zabezpieczeniowa i ochrona od porażeń. PWN, Warszawa, 2017 r.

[8] Miller P., Wancerz M.: Praca źródeł fotowoltaicznych przy zmianach i zanikach napięcia w sieci nn. Rynek Energii, nr 2/2017.

[9] Hoppel W., Sieluk W., Czarnecki D.: Zabezpieczenie podimpedancyjne w terminalach polowych CZIP®-PRO. Wiadomości Elektrotechniczne, nr 6/2019 r.

[10] Klimpel A.: Automatyka zapobiegająca pracy wyspowej generacji rozproszonej. Wiadomości Elektrotechniczne, 9/12/2016 r.                                                                                                

Click to comment

Leave a Reply

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

To Top