Nr 167 13 Rafał KRAKOWSKI ABB Sp. z oo INWERTERY

Nr 167 13 Rafał KRAKOWSKI ABB Sp. z oo INWERTERY

Instalacje fotowoltaiczne
Rafał KRAKOWSKI
ABB Sp. z o.o.
INWERTERY CENTRALNE
DLA INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH
Streszczenie: Artykuł poświęcony jest inwerterom centralnym wykorzystywanym dla instalacji
fotowoltaicznych na gruncie oraz dachach budynków komercyjnych. Wykorzystując możliwości
inwerterów centralnych użytkownicy mają możliwość spełnić wymagania zawarte w warunkach przyłączenia, wydanych przez operatora systemu dystrybucyjnego (OSD), bez konieczności
ponoszenia dodatkowych kosztów.
1. Wprowadzenie
Inwertery wraz z ogniwami PV są podstawowymi elementami instalacji fotowoltaicznej. Moduły PV połączone szeregowo, tworząc w ten sposób łańcuchy o odpowiednim maksymalnym napięciu roboczym Uocmax, wytwarzają energię elektryczną
w warunkach ekspozycji na światło [1]. Sercem instalacji jest falownik przetwarzający napięcie i prąd stały na napięcie i prąd przemienny, a także kontrolujący, m.in.
poprzez filtr LC, jakość mocy wyjściowej dostarczanej do sieci. Inwertery PV można
podzielić na:
• inwertery centralne (np. PVS800),
• inwertery szeregowe jedno- lub trójfazowe (np. PVS300).
Inwertery centralne firmy ABB dla modułów PV zostały skonstruowane w oparciu o wieloletnie doświadczenie w aplikacjach przemysłowych i sprawdzoną platformę technologiczną (ACS). Przemysłowe napędy ACS firmy ABB są wykorzystywane
w najbardziej wymagających procesach technologicznych w przemyśle papierniczym,
metalowym, chemicznym, cementowym, petrochemicznym, wydobywczym oraz
w hutnictwie czy energetyce. Niejednokrotnie pracują one w bardzo trudnych warunkach, przy dużych przeciążeniach, jednocześnie zapewniając wysoką wydajność.
Te same elementy konstrukcyjne wykorzystywane w inwerterach PVS co w ACS’ach
gwarantują klientom niezawodny, odpowiednio zaprojektowany i wielokrotnie przetestowany produkt.
2. Inwertery centralne
Inwertery centralne są właściwym rozwiązaniem dla dużych elektrowni PV oraz
zainstalowanych na budynkach przemysłowych i komercyjnych średnich rozmiarów
siłowni PV. Inwertery są zaprojektowane w taki sposób, aby instalacja przebiegała
szybko i łatwo. Przemysłowe wykonanie oraz modułowa budowa umożliwiają zastosowanie szerokiej gamy opcji takich jak zdalne sterowanie, moduły magistrali komunikacyjnej, czy zintegrowana szafa z dodatkowym wyposażeniem po stronie DC.
Nr 167
13
Instalacje fotowoltaiczne
Inwertery te są wykonane i konfigurowane według indywidulanych potrzeb, po to,
aby spełnić wymagania klienta i skrócić czas potrzebny na dostawę i uruchomienie.
Poniżej przedstawiony został schemat układu z generatorem PV, gdzie moduły
PV są podłączone do sieci energetycznej poprzez inwerter centralny.
1. Moduł PV
2. Łańcuch PV
3. Kolektor PV
4. Generator PV
5. Skrzynka przyłączeniowa
kolektora PV
6. Inwerter centralny
Rys. 1. Schemat układu z generatorem PV (definicje zgodne z normą PN-HD 60364-7-712)
Wraz z przyłączaniem do sieci elektroenergetycznej nowych, odnawialnych źródeł energii operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) mogą zaostrzać warunki
przyłączenia jakie powinny spełniać instalacje PV. Odpowiednie oprogramowanie
inwertera wraz z urządzeniami standardowo w nim zainstalowanymi przyczynia się
do spełnienia tych warunków bez konieczności ponoszenia dodatkowych kosztów.
3. Wybrane funkcje programowe inwerterów centralnych na przykładzie
PVS800
Anti-islanding jest stosowany do zapobiegania sytuacjom pracy wyspowej w sieci
elektroenergetycznej. Wyspa (island) to sytuacja, w której generator zasila część sieci, nawet jeśli zasilanie z publicznej sieci elektrycznej zostało odcięte. Wyspowa praca
(islanding) może być niebezpieczna dla osób nieświadomych tego, że obwód ten jest
nadal zasilany elektrycznie. Z tego powodu rozproszone źródła energii muszą wykryć
pracę wyspową i natychmiast zaprzestać wytwarzania energii.
PVS800 obsługuje anti-islanding w dwóch różnych trybach. Tryb pasywny próbuje wykryć przejściowe zmiany częstotliwości sieci i używa tych informacji, aby potwierdzić, że sieć jest obecna. Praca wyspowa jest teoretycznie możliwa jeżeli pomimo awarii sieci pobór mocy obciążenia odpowiada zasilaniu. Powyższej sytuacji nie
można wykryć wykorzystując pasywne monitorowanie, dlatego bada się również
zmianę mocy biernej (ang. Reactive power variation RPV). W trybie RPV inwerter
14
Instalacje fotowoltaiczne
wprowadza niewielki impuls do sieci, jednocześnie porównując procentowe zmiany
jej częstotliwości. Użytkownik ma możliwość zdefiniowania cyklu czasowego oraz
limitu procentowej zmiany częstotliwości.
Śledzenie maksymalnego punktu mocy (MPPT) odnosi się do punktu wyjściowego krzywej prądu/napięcia, gdzie iloczyn napięcia (Um) i prądu (Im) jest maksymalny
(Rys. 2). Prąd i napięcie są zależne od promieniowania słonecznego i temperatury
panelu, co oznacza, że maksymalny punkt mocy może przemieszczać się po krzywej.
W PVS800 wewnętrzna funkcja śledzenia MPPT automatycznie dostosowuje się do
paneli PV oraz ich pracy tak, aby uzyskać maksymalną moc dla danych warunków.
Użytkownik w razie potrzeby zamiast wewnętrznego algorytmu może alternatywnie
stosować zewnętrzne zadawanie MPPT.
P=I*U
Pm = Im * U m
Isc
I [A]
Im
U [V]
Vm
Voc
Rys. 2. Maksymalny punkt pracy modułu PV
Automatyczna identyfikacja sieci rozpoznaje napięcie sieci, częstotliwość oraz fazę.
Jest ona przetwarzana za każdym razem, gdy falownik otrzyma komendę startu po
włączeniu zasilania. Może zostać ona wyłączona lub zmieniona na ręczną identyfikację sieci.
Kontrolowanie mocy biernej możliwe jest poprzez generowanie wartości zadanej.
Typ zadawania dla mocy biernej może być wybrany spośród siedmiu różnych formatów:
• kVar,
• procentowa wartość względem mocy znamionowej,
• stopień ρ ,
• cos ρ,
• zadana wartość prądu biernego (IQref),
• zadana wartość napięcia AC (UACref), gdzie wartość mocy biernej zależy od odchylenia napięcia AC od wartości zadanej i jest kontrolowana przez regulator PI,
• nachylenie krzywej Q(U) [%/V],
Nr 167
15
Instalacje fotowoltaiczne
oraz ograniczony różnego rodzaju limitami, przesunięciami oraz opóźnieniami.
W przypadku znacznej odległości farmy fotowoltaicznej od punktu przyłączenia lub
restrykcyjnych warunków przyłączenia, które powodują przekroczenie limitu cos ρ,
kontrolowanie mocy biernej może te stany ograniczyć lub wyeliminować bez konieczności wykorzystania dodatkowych urządzeń. Należy pamiętać, że przekroczenie limitów mocy biernej prowadzi do nałożenia na właściciela farmy kar umownych.
Monitorowanie łańcuchów modułów PV jest zawarte w oprogramowaniu inwertera. Jest ono oparte na pomiarze prądów każdego, przyłączonego do skrzynek przyłączeniowych, łańcucha. Za pomocą funkcji monitoringu, na podstawie zmniejszonego prądu, mogą być wykrywane m.in. uszkodzone moduły.
Przejście przez stan obniżonego napięcia (LVRT) i warunki podłączenia inwertera do sieci (tj. wartość i czas trwania chwilowej zmiany napięcia sieciowego) określane są przez użytkownika. Dostępne są 4 poziomy wraz z czasami ich trwania oraz
możliwej liniowej ekstrapolacji pomiędzy nimi (Rys. 3).
U [p.u.]
Strefa wyłączenia inwertera
40.20 TRP VOLT PEAK
40.22 TRP VOLT TIME
40.21 TRP VOLT LEV
1,2
1,0
1,9
Rozszerzona strefa RT
40.10 RT U/Un LEVEL1
40.12 RT U/Un LEVEL3
Strefa RT
0,7
[40.10 RT U/Un LEVEL1]+5%
0,5
Strefa wyłączenia inwertera
40.11 RT U/Un
LEVEL2
0
0 0,02
0,6
3
20
t [s]
40.14 RT U/Un
DELTA t2
40.13 RT U/Un DELTA t1
40.15 RT U/Un DELTA t3
Rys. 3. Zakres obniżonego napięcia, dla którego inwerter pozostaje podłączony do sieci
Wsparcie sieci oznacza, że do sieci podawana jest pojemnościowa moc bierna podczas przysiadu napięcia. Wartość zadana prądu biernego jest określana jako funkcja
napięcia sieciowego. Gdy napięcie znajduje się pomiędzy określonymi poziomami
(do czterech poziomów), wykorzystana jest liniowa ekstrapolacja do obliczenia zadanego prądu biernego.
Ograniczenie mocy czynnej w zależności od częstotliwości sieci jest możliwe poprzez regulowane aktywne ograniczenie mocy na podstawie mierzonej częstotliwości sieci. Przykład takiej krzywej ograniczenia przedstawiono na Rys. 4.
16
Instalacje fotowoltaiczne
PLIM
Poziom mocy czynnej przed
ograniczeniem
Ograniczenie mocy czynnej
42.10 P FREQ LIMIT 2
42.11 P LIMITING
FREQ 3
42.08 P LIMITING
FREQ 1
42.09 P LIMITING
FREQ 2
02.18 GRID
FREQUENCY
Rys. 4. Krzywa ograniczenia mocy czynnej względem częstotliwości sieci
Czas narastania mocy czynnej po awarii sieci może zostać ograniczony za pomocą
rampy czasowej. Ograniczenie mocy czynnej możliwe jest przy pomocy źródła zewnętrznego (np. przez operatora sieci). Sygnał może być bezpośrednio przesyłany do
PVS800 poprzez panel sterowania, narzędzie programowe PC, magistralę lub PLC,
wyjścia analogowe i cyfrowe. Użytkownik ma możliwość zdefiniowania nachylenia
(rampy czasowej) dla ograniczenia mocy czynnej.
Monitorowanie napięcia i częstotliwości sieci realizowane jest za pomocą pomiarów wewnętrznych lub zewnętrznego urządzenia monitorującego sieć (zazwyczaj
przekaźnik nadzoru sieci). Wewnętrzny monitoring sieci posiada trzy tryby pracy:
alarm (inwerter kontynuuje pracę z alarmem monitorowania sieci), błąd (inwerter zatrzymuje się z błędem monitorowania sieci) oraz wyłączony (wewnętrzny monitoring
sieci jest wyłączony). Wewnętrzny monitoring sieci posiada po dwa regulowane ustawienia podnapięciowe, przepięciowe zwiększania i obniżenia częstotliwości. Każdy
z tych parametrów ma własny, zdefiniowany przez użytkownika czas, w którym sieć
znajduje się w nieprawidłowym stanie, a po upływie którego inwerter zareaguje.
Kontrola mocy czynnej i biernej przez OSD jest możliwa poprzez przesyłanie sygnałów analogowych lub cyfrowych do inwertera.
Tryb uśpienia.
Monitorowanie przepięcia DC.
Automatyczny start po włączeniu zasilania.
Automatyczne kasowanie błędu.
Historia błędów.
Adaptacyjne programowanie.
Nr 167
17
Instalacje fotowoltaiczne
W niniejszym artykule została przedstawiona tylko cześć parametrów oraz funkcji dostępnych do regulacji przez użytkownika. Więcej szczegółowych informacji
można znaleźć w podręcznikach użytkownika PVS800 umieszczonych na stronie
www.abb.pl lub po skontaktowaniu się z pracownikami firmy ABB.
4. Odpowiedni dobór modułów PV dla inwerterów PV
Na etapie projektowania instalacji fotowoltaicznych bardzo ważnym aspektem
jest odpowiedni dobór modułów PV dla inwertera PV. Na prawidłowe działanie
instalacji wpływ ma ilość oraz sposób ich połączenia. Projektant układu powinien
zwrócić uwagę na właściwe wartości napięć (Rys. 5) oraz mocy:
• napięcie obwodu otwartego na zaciskach nieobciążonego łańcucha PV (UOCmax)
powinno być mniejsze od maksymalnego dopuszczalnego napięcia DC falownika (UMAX) – w przypadku PVS800 poniżej 1000 V. Maksymalna wartość napięcia zależna jest od temperatury modułów (a ta od temperatury otoczenia),
• zakres napięcia w maksymalnym punkcie pracy łańcuchów PV (Umin, Umax), przy
odpowiednio najwyższej i najniższej temperaturze, powinien mieścić się w przedziale napięcia w maksymalnym punkcie pracy inwertera (UMPPTmin, UMPPTmax),
Rys. 5. Zakresy napięć pracy łańcucha PV oraz inwertera
• moc maksymalną łańcuchów PV m.in. z powodu strat, efektywności inwertera
oraz redukcji kosztów przewymiarowuje się w stosunku do maksymalnej mocy
inwertera o około 20% [2]. Tylko w sporadycznych przypadkach moc dostarczana
do inwertera jest przez niego ograniczana,
• prąd w maksymalnym punkcie pracy generatora PV (Imppmax) powinien być mniejszy od maksymalnego dopuszczalnego prądu inwertera.
Odpowiedni dobór paneli możliwy jest przy wykorzystaniu darmowego programu PVSize 2.0 dostępnego na stronie www.abb.pl.
5. Wybrane dodatkowe elementy instalacji fotowoltaicznej
Filtr LC zainstalowany na wyjściu falownika ogranicza wyższe harmoniczne, co powoduje spełnienie bardziej rygorystycznych wymogów stawianych przez operatora
sieci oraz wykorzystanie transformatora o mocy znamionowej równej mocy inwertera, co redukuje jego koszt. W inwerterach PVS filtry LC są zainstalowane w standardzie.
18
Instalacje fotowoltaiczne
Portal zdalnego monitorowania (ang. Remote Monitoring Portal – RMP) wykorzystywany jest do nadzorowania pracy instalacji fotowoltaicznej. Zbierane są informacje
dotyczące stanu pracy, ilości wytworzonej energii (w przedziale dziennym, tygodniowym, miesięcznym, rocznym i wieloletnim), wybranych parametrów, pojawiających
się błędów czy awarii. Użytkownicy posiadający uprawnienia mają stały dostęp do
bazy poprzez przeglądarkę internetową niezależnie od czasu i miejsca, w którym się
znajdują. W przypadku wystąpienia wybranych zdarzeń (np. błędów czy znacznego
odchylenia wartości prądu w jednym z łańcuchów PV) do użytkownika wysyłany jest
e-mail lub wiadomość tekstowa z informacją o zdarzeniu.
Skrzynka przyłączeniowa łańcuchów PV (PVS-JB) składa się m.in. z zabezpieczeń
zwarciowych i przeciwprzepięciowych, urządzeń monitorujących każdy z łańcuchów
PV z osobna (Rys. 6). Zazwyczaj skrzynki przyłączeniowe posiadają możliwość przyłączenia od 8 do 28 łańcuchów PV.
Rys. 6. Uproszczony schemat strony DC instalacji fotowoltaicznej wykorzystującej skrzynki
przyłączeniowe łańcuchów PV oraz inwerter centralny
6. Wybrane produkty firmy ABB
Inwertery szeregowe PVS300 o mocy: 3,3 kW, 4,0 kW, 4,6 kW, 6,0 kW, 8,0 kW
Są to jednofazowe niewymagające transformatorów urządzenia, idealne dla małych
i średnich instalacji fotowoltaicznych podłączonych do publicznej sieci elektrycznej.
Posiadają wbudowane urządzenia zabezpieczające, co pozwala na łatwą instalację
oraz efektywne wykorzystanie przestrzeni montażowej. PVS300 dzięki łatwości
montażu i uruchomienia uznawane są za urządzenia typu Plug-and-Play.
Inwertery centralne PVS800-57 o mocy: 100 kW, 250 kW, 315 kW, 500 kW,
630 kW, 875 kW, 1000 kW.
Stacje kontenerowe PVS800-MWS o mocy: 1 MW lub 1,25 MW.
W skład stacji kontenerowej wchodzą dwa inwertery (500 kW lub 630 kW), transformator oraz rozdzielnica. Stację charakteryzuje m.in. betonowy fundament (skraca
czas instalacji), odpowiednie wymiary i masa (istotne dla transportu), trzy oddzieloNr 167
19
Instalacje fotowoltaiczne
ne od siebie sekcje z własnymi wejściami (możliwy ograniczony dostęp do sekcji dla
poszczególnych pracowników/personelu). Stacja MWS, jak i urządzenia w niej zainstalowane, zostały zaprojektowane specjalnie dla farm fotowoltaicznych. Eliminuje
to ryzyko popełnienia błędu przy realizacji projektu (np. złej wentylacji, która ma
istotny wpływ na poprawne działanie urządzeń). Instalacja podstacji ABB sprowadza się do podłączenia na wejściu poprzez kable DC monitorowanych skrzynek przyłączeniowych łańcuchów PV do inwertera, a na wyjściu wbudowanej rozdzielnicy
(z odpowiednimi zabezpieczeniami) do sieci SN (od 6 do 24 kV). Na prośbę klienta
poprzez instalacje odpowiednich przekładników oraz innych urządzeń (jeżeli takie
są wymagane) możliwe jest ograniczenie zakresu prac operatora sieci do zainstalowania w przygotowane miejsca liczników pomiaru energii.
Rys. 7. Przekrój produktów firmy ABB dedykowanych dla instalacji fotowoltaicznych. a) inwerter szeregowy PVS300, b) inwerter centralny PVS800-57, c) stacja kontenerowa PVS800-MWS
7. Literatura
1. ABB SACE: Technical Application Papers No. 10 – Photovoltaic plants, Bergamo 2010.
2. Burger B., Ruther R.: Inverter sizing of grid-connected photovoltaic systems
in the light of local solar resource distribution characteristic and temperature,
Solar Energy 80 2006, pp. 32–45.
20