Telemechanika w instalacjach PV – MegaVolta

Telemechanika w instalacjach fotowoltaicznych

W instalacjach fotowoltaicznych o mocy powyżej 50 kW Operator Systemu Dystrybucyjnego (OSD) wymaga ze swojej strony nadzoru nad tą instalacją a także umożliwienia pewnych czynności regulacyjnych i ruchowych – w skrócie OSD musi mieć możliwość kontroli instalacji PV o mocy powyżej 50 kW. Podstawą do takiego działania jest kodeks sieciowy NC RfG. Każdorazowo instalacja PV o takiej mocy wymaga uzgodnienia projektu technicznego przyłącza z OSD. O czym dokładnie mowa? Potocznie opisane wymogi OSD nazywa się „telemechaniką” i w tym artykule postaram się przybliżyć to zagadnienie biorąc pod uwagę jeden z ostatnio zrealizowanych projektów wspólnie z firmą uesa Polska, która dostarczyła rozdzielnicę RPV na bazie mojego opracowania. Zagadnienie dotyczyło instalacji PV włączonej do sieci istniejącego zakładu na terenie województwa opolskiego.

Wymagania OSD

Dokładne wymogi, które mają spełnić omawiane instalacje PV znajdują się w warunkach przyłączenia wydawanych przez OSD. Tak naprawdę jest to tylko niewielki wycinek tego co należy wykonać, aby w pełni uzgodnić projekt przyłącza takiej instalacji PV. Jeżeli chodzi o szczegóły to niestety każdy OSD w Polsce ma swój własny sposób uzgadniania dokumentacji przyłączy PV powyżej 50 kW… który non stop ewoluuje. Innymi słowy – inaczej będzie wyglądał projekt na terenie TAURON Dystrybucja S.A. w stosunku do np. tego z terenów ENEA. Aby tego było mało należy dopowiedzieć, iż nie ma oficjalnych wymogów co do tych projektów, które są spisane. Tylko i wyłączenie z doświadczenia projektanta wynikać będzie czas i sposób realizacji dokumentacji projektowej. Wymagania ciągle się zmieniają, ponieważ OSD ma duży problem z taką ilością OZE jaką mamy obecnie. Poza tym bardzo często wydawane są warunki na 0 export – bez możliwości oddawania energii do sieci. W moim portfolio znajdują się projekty uzgodnione z następującymi OSD: Enea Poznań, Enea Gorzów Wielkopolski, Energa, TAURON Dystrybucja S.A. Jak napisałem powyżej wymogi ciągle się zmieniają, dlatego jako projektant muszę być w ciągłym kontakcie z pracownikami danego OSD, aby wiedzieć jak ostatecznie ma wyglądać projekt. Wspólnym mianownikiem jest proces uzgadniania danego projektu, czyli to przez jakie wydziały przechodzi. Są to: wydział pomiarów, wydział zabezpieczeń, wydział telemechaniki oraz czasami wydział rozwoju. Z każdego z tych działów są generowane uwagi do projektu, które należy uwzględnić i poprawić. Projekty muszą być sporządzane przez projektanta z uprawnieniami budowlanymi w specjalności elektrycznej bez ograniczeń. Czas uzgadniania takiego opracowania wynosi od 1 do 3 miesięcy.

Jak widać już na początku pracy projektowej trzeba widzieć jak się poruszać w przedmiotowym temacie.

Zawartość projektu

Poniżej przedstawię ogólne zasady przygotowania opracowania projektowego przyłącza PV uwzględniającego telemechanikę.

Układ pomiarowy

Jest jednym z podstawowych i jednym z najbardziej szczegółowo sprawdzanych elementów dokumentacji. Dotyczy to zarówno opisu, obliczeń a także rysunków technicznych. Bardzo często spotykam się z faktem, iż cały układ pomiarowy jest do całkowitej przebudowy. Odbiorcami, dla których ten element przysporzy największych kosztów są odbiorcy przyłączeni w III grupie przyłączeniowej (napięcie średnie) mający układ pomiarowo-rozliczeniowy zainstalowany na średnim napięciu lub wg starych zasad na niskim. Obowiązującą regułą jest fakt, iż OSD wymaga zabudowy układu pomiarowego na napięciu średnim, czyli jeżeli ktoś ma swoją stację transformatorową słupową i jest przyłączony do sieci poprzez napięcie średnie (tam znajduje się granica własności i eksploatacji urządzeń), ale układ pomiarowy jest po stronie nN – inwestor musi zabudować układ pomiarowy po stronie SN. Wiąże się to ze znacznymi kosztami. Drugim faktem jest, iż obowiązuje reguła „poprawnie mierzonego prądu”, czyli mówiąc wprost – przekładniki prądowe mają być przed przekładnikami napięciowymi patrząc od strony zasilania z sieci. Stare stacje transformatorowe, których mosty szynowe są gołe i były budowane w latach 60., 70., czy nawet jeszcze w 80. mają odwrotną kolejność przekładników. Wobec tego w projekcie należy uwzględnić zmianę kolejności przekładników, która wiąże się z przebudową mostu szynowego danej stacji. W lepszej sytuacji są odbiorcy np. z IV grupy przyłączeniowej (napięcie niskie), ale i ich czeka zabudowa kolejnych przekładników prądowych dla celów telemechaniki właśnie. W przypadku braku miejsca na takowe, mamy kolejną przebudowę. Wspomniane przekładniki SN posiadają zazwyczaj kilka rdzeni i uzwojeń, dlatego nawet jeżeli zdarzy się odbiorca z grupy III z „nowym” układem pomiarowym to czeka go wymiana aparatury.

W przypadku projektowania przekładników po stronie SN w projekcie należy przeprowadzić szczegółowe obliczenia zwarciowe – jest to jeden z warunków doboru przekładników. Aby je wykonać należy dysponować dokładnymi danymi zasilania danego inwestora, chodzi m. in o długości i typy linii. Poza tym w opracowaniu uwzględnić należy takie rzeczy jak: obciążenie przekładników, rysunki techniczne lokalizacji przekładników, schemat montażowy układu pomiarowo-rozliczeniowego, elewację tablicy pomiarowej, spadki napięć w obwodach pomiarowych itd. Większość OSD wymaga również dodatkowego analizatora parametrów sieci, który będzie przesyłał dane pomiarowe do danego operatora. Zdarzają się wymogi, które obligują do zastosowania dwóch analizatorów – dla pomiarów brutto oraz netto. Chodzi o energię generowaną przez PV. Obliczenia układu pomiarowego dla tego urządzenia również podlegają weryfikacji przez pracowników OSD.

Układ EAZ – Elektroenergetyczna Automatyka Zabezpieczeniowa

Każda instalacja PV o mocy powyżej 50 kW musi być wyposażona w zabezpieczenie dodatkowe a także łącznik (najczęściej wyłącznik, który pełni rolę wyłącznika głównego całej elektrowni PV) sterowany zdalnie przez danego operatora sieci. Zabezpieczeniem dodatkowym są przekaźniki zabezpieczeniowe – w tym konkretnym przypadku izaz200 produkcji ZAZ-EN lub sterowniki polowe np. e2tango. Jeżeli chodzi o wyłącznik to w omawianym przypadku mieliśmy go po stronie nN, jednakże to od konkretnego przypadku zależy czy OSD nie zażąda łącznika po stronie SN. Szczegółowemu sprawdzeniu podlegają nastawy zabezpieczenia dodatkowego jak również podstawowego zlokalizowanego w falownikach. Nie wchodząc w szczegóły kryteria zabezpieczeniowe to m. in. napięcie, częstotliwość, wartość prądu. Przekaźnik zabezpieczeniowy w przypadku nie zadziałania falownika musi odłączyć instalację od sieci i robi to działając na wyłącznik główny instalacji. Ponadto dzięki wyłącznikowi głównemu OSD ma całkowitą kontrolę nad instalacją inwestora, ponieważ w razie np. wprowadzania nadmiernej ilości energii do sieci, może ją zwyczajnie wyłączyć. Zabezpieczenie dodatkowe jest również odpowiedzialne za realizację funkcji SPZ – Samoczynnego Ponownego Załączenia generatora PV do sieci energetyki zawodowej.

W tym punkcie bardzo istotne jest, aby projektant uzgodnił z OSD listę sygnałów i pomiarów, która będzie podstawą do późniejszych prac uruchomieniowych. Jest to spis wszystkich sygnałów jakich może żądać OSD a także spis pomiarów jak np. pomiary prądu, napięcia, częstotliwości, ale również nasłonecznienia czy prędkości wiatru przy danej elektrowni PV. Wiąże się to oczywiście z zaprojektowaniem odpowiedniej stacji pogodowej.

Układ płynnej regulacji mocy PV

OSD spośród kilku możliwości regulacyjnych musi mieć możliwość płynnej regulacji mocy czynnej generowanej przez PV. Wykonuje się to głównie po to, aby operator mógł zmniejszyć moc generowaną przez inwestora. Poza tym – gdy w warunkach przyłączeniowych mamy wymóg 0 export czyli tzw. „strażnika mocy” elektrownia musi być wyposażona w urządzenie utrzymujące generację na poziomie pozwalającym na zużycie energii na potrzeby zakładu bez jej wypływu do sieci. Takimi urządzeniami są smarlogger-y zwane też datalogger-ami lub po prostu sterownikami. Są to urządzenia, które spośród wielu funkcji potrafią „rozmawiać” z falownikami i działać na polecenie OSD lub np. płynnie regulować aktualnie potrzebną generacją mocy. Smartlogger przekazuje również ważne informacje o stanie pracy fotowoltaiki chociażby takie jak: napięcie DC, prąd DC, liczba falowników pracujących, moc aktualnie generowania na falowniku itd. Z punktu widzenia inwestora są to informacje ważne. Na podstawie tych danych można wygenerować wykresy pracy elektrowni PV. W zależności od producenta danego falownika można wybrać smartlogger dedykowany przez niego, jednak z doświadczenia projektowego oraz uruchomieniowego wiem, że na rynku jest tylko kilku producentów, którzy potrafią sprostać wymaganiom OSD. Taki sterownik musi bardzo dobrze działać w komunikacji pomiędzy falownikami oraz systemem SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) operatora sieci, musi także współpracować ze sterownikiem polowym (przekaźnikiem zabezpieczeniowym) oraz analizatorami parametrów sieci. W swoich projektach niemal zawsze stosuję smartlogger PV Supernode firmy ADVANT. Urządzenie w większości przypadków sprawdza się bardzo dobrze, firma oferuje również bardzo dobre wsparcie techniczne przydatne w czasie uruchomienia instalacji. Na rynku istnieją falowniki, które nie nadają się do współpracy z siecią OSD, gdy w grę wchodzi telemechanika, dlatego zawsze przed wyborem producenta dobrze jest skonsultować się z kimś kto zna rynek i potrafi rozpoznać potencjalne problemy.

Zasilanie gwarantowane

W razie awarii zasilania podstawowego bądź zwyczajnym odłączeniu od sieci generatora PV, konieczne jest zapewnienie łączności i podtrzymania zasilania w obrębie instalacji fotowoltaicznej. W swojej praktyce projektowej rozwiązuje ten problem stosując napięcie 24 VDC wraz z podtrzymaniem akumulatorowym. Powyższe napięcie sterownicze jest wykorzystywane do zasilania urządzeń jak również do napędu silnikowego wyłącznika głównego lub do odwzorowania jego położenia.

Komunikacja i transmisja danych

Skoro mamy już zgromadzone dane takie jak: prąd, napięcie, moc generowaną czynną, moc bierną, stany łączników, liczbę falowników pracujących i gotowych do pracy itd. to należy coś z nimi zrobić – chodzi oczywiście o ich przesłanie – w tym wypadku do OSD oraz do aplikacji inwestorskiej. Urządzenia wysyłające i zbierające dane nie potrafią samodzielnie ich przekazywać. Konieczne jest zastosowanie koncentratora danych, który będzie pełnił również funkcję routera. Do tego urządzenia operator dostarcza kartę SIM, dzięki temu powstaje kanał łączności, którym transportowane są informacje i polecenia. W swoich projektach stosuję zazwyczaj rozwiązanie oparte na Mikronice, ale są dostępne również inne. Czyli powstaje następująca droga komunikacji: falownik > smartlogger > koncentrator > SCADA (chmura). Mowa oczywiście o prostej instalacji, w której nie występują dodatkowe routery i urządzenia. W celu zachowania należytej jakości komunikacji należy dobrać odpowiednie przewody transmisyjne a niekiedy światłowód.

Obwody pierwotne elektrowni PV

W opracowaniach projektowych konieczne jest pokazanie całego toru prądowego od granicy stron aż do samego generatora PV. Dlatego zaprojektowania wymaga rozdział energii, który może być wyposażony w odwzorowanie stanu położenia łączników każdego z falowników. Wszystko zależy od konkretnego OSD i jego „życzeń”.

Co ma zawierać projekt – podsumowanie

Omówiliśmy z grubsza co znajduje się w projekcie przyłączenia instalacji fotowoltaicznej do sieci OSD. Po jego sporządzeniu projekt trafia do wspomnianych wyżej działów operatora sieci i jest opiniowany. Gdy do projektu nie ma uwag można przystąpić do zlecenia prefabrykacji rozdzielnicy dla potrzeb telemechaniki. Wykonawca rozdzielnicy działa w oparciu o uzgodnioną dokumentację.

Rozdzielnica RPV

Wszystkie wspomniane powyżej elementy projektu a także aparatura (której jest znacznie więcej niż opisano) musi się znaleźć w jednej rozdzielnicy, którą zazwyczaj nazywa się rozdzielnicą RPV. Pełni ona funkcję rozdzielczo-sterującą całej elektrowni PV – oczywiście w zależności od konfiguracji danego generatora. W opisywanym przypadku mieliśmy PV podłączoną po niskim napięciu a więc nie było tutaj mowy o układzie pomiarowo-rozliczeniowym pośrednim. Rozdzielnica RPV musiała spełniać szereg wymagań – w szczególności być odporna na warunki atmosferyczne, ponieważ została posadowiona pod gołym niebem, co widać na jednym ze zdjęć. Konieczne tutaj było zastosowanie higrotermy, grzałki i wentylatora a przede wszystkim obudowy dwupłaszczowej. Dodatkowo wstępnie musi zostać skonfigurowane zabezpieczenie dodatkowe, nie wspominając już o bezbłędnych połączeniach pomiędzy aparatami i listwami zaciskowymi. Na całość musi zostać wystawiona deklaracja zgodności oraz protokoły pomiarowe wraz z dokumentacją powykonawczą. Wbrew pozorom nie jest to zadanie łatwe, ponieważ mówimy tutaj o rozdzielnicy, która musi być totalnie niezawodna, ponieważ jest punktem łączącym sieć OSD oraz generator PV. Z punktu widzenia inwestora nie ma miejsca na żadne niedoróbki bądź kompromisowe rozwiązania. Każda awaria wiązać się będzie z zaprzestaniem generacji co jest niedopuszczalne biorąc pod uwagę koszt jaki należy ponieść, aby zrealizować inwestycję. Dla tego konkretnego tematu rozdzielnica została wykonana przez firmę uesa Polska, która podchodzi do tego z pełnym profesjonalizmem. Dzięki temu podczas uruchomienia i późniejszej eksploatacji nie ma mowy o przestojach bądź nieprzyjemnym zaskoczeniu.

Uruchomienie

Ostatni proces podłączenia naszej wymarzonej instalacji fotowoltaicznej do sieci. Podczas uruchomienia sprawdzana jest dokładnie lista sygnałów i pomiarów, która została opisana powyżej a także nastawy zabezpieczeń. Uruchomienie odbywa się w ciągłej współpracy z pracownikami danego OSD, ponieważ to oni muszą potwierdzić, że dana instalacja nadaje się do włączenia do ich sieci. Czynności uruchomieniowe są zakończone protokołem. Tutaj właśnie kluczowe znaczenie ma jakość wykonania rozdzielnicy RPV a także samego projektu. Uruchomienie (z różnych przyczyn) może zająć nawet kilka dni. Wspomnieć należy, iż oprócz uruchomienia instalacji następuje także odbiór układu pomiarowo-rozliczeniowego przez pracowników wydziału pomiarów.

Telemechanika w instalacjach PV – PODSUMOWANIE

Posiadanie własnej instalacji PV o mocy powyżej 50 kW jest dobrą opcją, ale tylko w przypadku gdy energia z niej wyprodukowana zostanie zużyta na potrzeby własne (danego zakładu). Wtedy inwestycja się zwróci w ciągu kilku a może kilkunastu lat. Nie można jednak liczyć na to, iż fotowoltaika zastąpi konwencjonalne źródła energii z bardzo prostej przyczyny – jest to źródło szalenie niestabilne. Projektując takie instalacje mam dostęp do aplikacji inwestorskich, gdzie widać dokładnie jak jedna chmura może położyć całą generację. Pamiętać również należy o potężnych kosztach z jakimi należy się liczyć decydując się na taką instalację oraz czas jaki zajmie sam proces projektowy. Artykuł nie opisuje projektu budowlanego, gdzie konieczne może być uzyskanie np. decyzji WZ czyli o warunkach zabudowy, decyzji środowiskowej lub innych pozwoleń, które znacznie opóźniają prace projektowe. Jest to temat na osobne rozważania.

Nie mniej jednak, gdy mamy świadomość powyższego oraz akceptujemy koszty i czas, decydując się na instalację fotowoltaiczną o mocy powyżej 50 kW nie będziemy zawiedzeni, ponieważ w słoneczne dni od wiosny do jesieni instalacja PV może pokryć niemalże całkowite zapotrzebowanie zakładu. Będzie to na pewno dobra inwestycja, która wcześniej czy później się zwróci.

Firma MEGAVOLTA Mateusz Łyczko oferuje pełne wsparcie przy tego typu inwestycjach – od wystąpienia o warunki przyłączenia, poprzez proces projektowy (techniczny i budowlany), budowę a na uruchomieniu instalacji fotowoltaicznej kończąc.