Transformacja energetyczna

Wraz z przyspieszeniem transformacji energetycznej, którą obserwujemy od kilku lat, widzimy również zwiększanie udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w miksie energetycznym. Jest to istotne do osiągnięcia ostatecznego celu transformacji, jakim jest całkowite zastąpienie np. węgla i innych nieodnawialnych źródeł energii w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE).

Energia ze źródeł odnawialnych obejmuje energię wiatru, słoneczną, wodną, biomasy, energię geotermalną i pływów morskich. Wymienione OZE mają służyć jako alternatywa dla paliw kopalnych. W Polsce jednym z filarów transformacji energetycznej jest wykorzystanie energii słonecznej poprzez budowę elektrowni fotowoltaicznych.

Wyzwania zarządzania dostawami energii do sieci

Rozproszone systemy wytwarzania energii muszą gwarantować wysoką stabilność sieci. Generowanie, magazynowanie i zużycie własne energii muszą być regulowane i monitorowane. Połączenie różnych źródeł energii i sposobów magazynowania oraz przesunięcie obciążeń na generację szczytową to główne zadania umożliwiające zaspokojenie zapotrzebowania na energię w najbliższej przyszłości.

W związku z przyspieszonym rozwojem sektora energii odnawialnych operatorzy sieci i elektrowni, sprzedawcy energii elektrycznej oraz konsumenci muszą stawić czoła coraz większym wyzwaniom: ograniczone możliwości sieci, brak kompatybilności sieci, niedostateczne zarządzanie bezpieczeństwem sieci, zwiększony dwukierunkowy przepływ energii.

Szybki wzrost udziału OZE w KSE nie zawsze idzie w parze z modernizacją czy też budową nowych sieci dystrybucyjnych. Co w konsekwencji prowadzi do braku możliwości przyłączenia OZE do sieci. Operatorzy sieci energetycznej coraz częściej wymagają ograniczenia oddawanej do sieci energii jako warunek przyłączenia do tej sieci, czyli tzw. „zero export“. Dotyczy to głównie zakładów przemysłowych, które chcąc ograniczyć koszty energii decydują się na OZE jak np. elektrownia fotowoltaiczna. Taki zapis wymusza na inwestorze zastosowanie urządzeń, które zapewnią jednocześnie zgodność z NC RfG oraz pozwolą na realizację funkcji „zero export“ przyczyniając się do pełnej autokonsumpcji wytwarzanej energii elektrycznej.

Kodeks Sieci RfG

Wyzwania stawiane OZE doprowadziły do wprowadzenia jednolitych wymogów w całej Unii Europejskiej i zostały przyjęte 17 maja 2016 roku w „Network Code – Requirements for Generators” (NC RfG). Kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączania jednostek wytwórczych do sieci (RfG) określa wymogi dotyczące przyłączania do sieci zakładów wytwarzania energii, a mianowicie synchronicznych modułów wytwarzania energii, modułów parku energii oraz morskich modułów parku energii, do systemu wzajemnie połączonego.

W Polsce zostały również przyjęte zasady certyfikacji urządzeń na zgodność z NC RfG opisane w dokumencie „Warunki i procedury wykorzystania certyfikatów w procesie przyłączenia modułów wytwarzania energii do sieci elektroenergetycznych“. Zgodnie z jego postanowieniami 30 kwietnia 2022 r. zakończył się okres przejściowy. W okresie przejściowym dopuszczano posługiwanie się certyfikatem zgodności potwierdzającym zgodność urządzenia wytwórczego z wymogami kodeksu sieci NC RfG, bez względu na zastosowany program certyfikacji lub normą PN–EN 50549-1 lub normą PN–EN 50549-2 wraz z dokumentem potwierdzającym, na podstawie zawartej umowy z jednostką certyfikującą, przystąpienie do procesu uzyskania certyfikatu.

Od 1 maja 2022 r. w celu potwierdzenia zgodności konieczne jest okazanie certyfikatu zgodności wystawionego przez akredytowaną jednostkę certyfikującą, zgodnie z wymaganiami zdefiniowanymi w dokumencie „Warunki i procedury wykorzystania certyfikatów w procesie przyłączania modułów wytwarzania energii do sieci elektroenergetycznych„, potwierdzającego zgodność z wymaganiami dokumentów:

1. Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG).
2. Wymogi ogólnego stosowania wynikające z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG).

Rozwiązania Phoenix Contact do regulacji dostarczania energii do sieci w oparciu o sterowniki PLCnext zapewniają przestrzeganie nastaw mocy czynnej lub biernej oraz procedur sterowania w punkcie przyłączenia do sieci określonych w wymogach ogólnego stosowania.

Szczegółowe informacje techniczne o tych sterownikach PLC:

Sterownik PLCnext – AXC F 2152

Sterownik PLCnext – AXC F 3152

Więcej informacji o technologii PLCnext

Certyfikat akredytacji D-ZE-12005-01-00

Zostało to potwierdzone wymaganym certyfikatem i pozytywnie zweryfikowane przez Operatorów Systemów Dystrybucyjnych będących członkami PTPiREE. Dzięki czemu regulatory Phoenix Contact  znajdują się w „Wykazie certyfikowanych urządzeń” opublikowanym na stronie PTPiREE.

Pobierz certyfikat

Implementacja regulatora do zarządzania dostawami energii na przykładzie elektrowni fotowoltaicznej o mocy 1 MW w zakładzie przemysłowym

Wspomniane powyżej wymogi kodeksu sieci RfG oraz brak możliwości sieci do nieograniczonego przyłączania rozproszonych systemów wytwarzania wymuszają na OSD wydawania warunków przyłączeniowych uwzględniających szereg wytycznych dla danego źródła wytwórczego. Wszystkie wymagania określone są w dokumencie „Warunki przyłączenia dla zakładu wytwarzania energii”. Oprócz podstawowych danych zakładu wytwarzania energii, jak np. farma fotowoltaiczna, znajdują się tam również wymagania w zakresie budowy instalacji. Coraz częściej w warunkach przyłączenia oprócz konieczności spełnienia wymogów NC RfG oraz IRiESD pojawia się zapis, że farma fotowoltaiczna musi posiadać układ automatyki uniemożliwiającej wprowadzanie mocy czynnej i biernej do sieci OSD.

Odpowiedzią na wymagania zapisane w warunkach przyłączenia do systemu zarządzania dostawami energii do sieci jest regulator Power Control Unit (PCU) firmy Phoenix Contact. Dzięki swej elastyczności regulator PCU jest w stanie sprostać nawet najbardziej rozbudowanym wymaganiom.

Regulator w punkcie przyłączenia do sieci mierzy napięcie, moc czynną i bierną oraz częstotliwość. Zmierzone wartości pomiarowe porównuje z wartościami oczekiwanymi przez OSD i następnie, jeżeli są rozbieżności, przelicza nastawy i przesyła do inwerterów. Odbywa się to przy pomocy zaimplementowanych w regulatorze certyfikowanych algorytmów. Umożliwia to realizację niezawodnego zarządzania dostawami energii do sieci. Regulator PCU umożliwia niezależną i jednoczesną regulację różnych systemów wytwarzania energii w  punkcie przyłączenia do sieci, np. połączenie systemu PV i agregatu kogeneracyjnego.

Aktualnie za pomocą jednej jednostki PCU można sterować maksymalnie trzema różnymi lub takimi samymi typami źródeł wytwórczych.

Otwarta technologia sterowania i zaprogramowane funkcje PCU pozwala na dopasowanie regulatora indywidualnie do potrzeb aplikacji. Szeroki zakres funkcji regulacyjnych pozwala na sterowanie wszystkimi systemami wytwarzania energii.

Cechy regulatora PCU

• Certyfikat zgodności z NC RfG
• Zaimplementowane różne funkcje regulacji
• Maksymalna elastyczność dla rozbudowy systemu
• Regulacja Q@Night
• Szybkie uruchomienie dzięki skonfigurowanemu wstępnie oprogramowaniu
• Jakość przemysłowa

Przykładem aplikacji, gdzie zastosowano sterownik serii PLCnext AXC F 2152                                             z zaimplementowaną funkcją PCU jest zakład produkcyjny z instalacją fotowoltaiczną o mocy 1 MW. Warunki przyłączenia pozwoliły inwestorowi na przyłączenie farmy PV do sieci pod warunkiem uniemożliwiającym wprowadzanie mocy czynnej i biernej do sieci – czyli tzw. „zero export”.

Regulator PCU Phoenix Contact oparty o sterownik PLCnext Control, spełnia w tej aplikacji wymagania regulacji mocą zgodnie z NC RfG oraz służy do zbierania danych ze stacji trafo jak i stacji pogodowej. Zebrane dane są przesyłane do SCADA OSD zgodnie z ustaloną listą sygnałów oraz do SCADA inwestora. Dodatkową zaletą regulatora jest możliwość szybkiego reagowania na przepływ energii w kierunku sieci. Funkcja redukcji mocy odbywa się na podstawie wskazań układu pomiarowego w punkcie przyłączenia i wysyłania do inwerterów nastawy ograniczania mocy chwilowej. Oznacza to, że jeżeli zakład produkcyjny nie jest w stanie skonsumować całej produkowanej w danej chwili energii, elektrownia fotowoltaiczna musi zmniejszyć swoją moc.

Aplikacja PCU spełnia następujące funkcje:

Regulacja mocy czynnej

• Gradienty mocy czynnej dla wartości zadanej przez operatora sieci i strony trzeciej
• Priorytetyzacja wartości zadanej przez operatora sieci i strony trzeciej (minimum)
• Charakterystyka P(f)

Regulacja mocy biernej

• Regulacja mocy biernej z funkcją ograniczenia napięcia
• Charakterystyka Q(U)
• Charakterystyka Q(P)
• cos(φ)

Inne

• Działanie z priorytetem mocy biernej
• Obejście regulatora (tryb bypass)
• Monitorowanie warunków napięciowych w punkcie przyłączenia do sieci do włączenia jednostki wytwarzania energii po zadziałaniu ochrony w jednostce wytwarzania energii
• Funkcja „zero export”

 Zalety

• Regulacja mocy instalacji wytwarzania energii specyficzna dla użytkownika sieci
• Stabilizacja lokalnych sieci energetycznych
• Możliwość indywidualnej rozbudowy dzięki otwartym interfejsom
• Możliwość rozbudowy o dodatkowe moduły we/wy
• Dostępność protokołów komunikacyjnych: Modbus RTU/TCP, DNP3, IEC-101/104
• Certyfikat zgodności z NC RfG na rynek polski
• Obsługa języków wysokiego poziomu

O certyfikowanych rozwiązaniach dla systemów fotowoltaicznych zgodnych z polskimi wymogami kodeksu sieciowego NCRfg pisał też Grzegorz Polarz TU

Autor:

Grzegorz Wieczorkiewicz –– Menedżer Segmentu Energetyki