Zasilanie rozproszone wymaga bezpiecznych, niezawodnych układów sterowania

Ponieważ alternatywne źródła energii stają się coraz bardziej popularne, urządzenia i oprogramowanie sterujące musi spełnić coraz trudniejsze wymagania.

 Niedawna przerwa w dostawach prądu w pólnocno-wschodnich stanach USA przekonuje, że nieprzerwane zasilanie elektrycznością nie jest raz na zawsze przesądzone. Na pierwszy plan wysuwa się więc konieczność zabezpieczenia dostaw energii i zwiększenia ich niezawodności. Jako element na drodze do tego celu pojawił się trend wykorzystywania zmniejszonych, modularnych, rozproszonych systemów elektroenergetycznych.

Zasilanie rozproszone (Distributed power – DP) umiejscawia małe systemy generacyjne bliżej użytkowników oraz ich obiektów – w przeciwieństwie do dużych, centralnych elektrowni. Typowa wielkość źródeł zasilania DP waha się od 1 kW do 10 MW (lub więcej). Systemy DP funkcjonują na kilka sposobów: jako lokalne wytwórnie mocy, systemy równoległe do sieci elektroenergetycznej lub systemy w całości podające moc do sieci elektroenergetycznej. Zasilanie rozproszone jest szczególnie atrakcyjne dla użytkowników w odosobnionych, odległych lokalizacjach.

Zapobieganie tworzeniu się „wysp” jest niezbędne do wyłączenia z ruchu źródła rozproszonego (DR) w przypadku utraty zasilania z sieci elektroenergetycznej (wyłącznik CB2 otwarty) podczas pracy równoległej z siecią oraz dopasowania
warunków obciążeniowych DR do lokalnego zapotrzebowania mocy. W przeciwnym razie w obszarze EPS powstaje “wyspa”, która stanowi zagrożenie zarówno dla
personelu konserwującego sieć, jak i dla urządzeń sieciowych.

 

Ze względu na wysokie obecnie koszty zasilania rozproszonego oraz powolne przyswajanie nowych technologii pomysł systemów DP pojawił się dopiero niedawno. Tym niemniej zasadnicze projekty wytwarzania już funkcjonują, włącznie z mikroturbinami, ogniwami paliwowymi, generatorami wiatrowymi, akumulatorowymi systemami magazynowania energii, mniejszymi elektrowniami i innymi elementami (więcej informacji na temat alternatywnych źródeł zasilania można uzyskać w internetowym dodatku do tego artykułu – Online Extra – na stronie www.controleng.com). Pod pojęciem systemów DP mieszczą się również generatory rezerwowe, z których można czerpać zasilanie w okresach szczytowego zapotrzebowania mocy w celu pokrycia kosztów własnych w niektórych elektrowniach.

Wspomniany trend wciąż się nasila. Specjaliści branżowi przewidują, że do roku 2010 około 10–30% energii będzie pochodziło z wytwarzania rozproszonego. Instytut Badawczy Energii Elektrycznej (Electric Power Research Institute – EPRI) w swym studium twierdzi, że do tego czasu obiekty rozproszone będą stanowić 25% nowych instalacji wytwórczych.

 

Uruchomiony w grudniu 2003 r. system magazynujący energię firmy Golden Valley Electric’s BESS składał się z 13 760 ogniw akumulatorowych. Firma ABB dostarczyła cały ststem na obiekt, włączając w to konwerter MV-pebb. Foto: Patrick J. Endress

 

Synchronizacja z siecią elektroenergetyczną

Sprzęt komputerowy i oprogramowanie sterujące odgrywają podstawową rolę we wdrażaniu zasilania rozproszonego. Układy sterowania muszą pogodzić wymagania obiektów samodzielnych, jak i sztywno połączonych z siecią elektroenergetyczną oraz zapewnić ich bezpieczne przyłączanie do sieci i odłączanie od niej.

Karl Kersey, P.E., starszy specjalista ds. produktu w Schneider Electric, Power Management Operations, zwraca uwagę, że w trakcie synchronizowania systemu DP z siecią elektroenergetyczną należy rozważyć zagadnienie okresu przejściowego. Podaje kilka ogólnych schematów przechodzenia z zasilania z systemu elektroenergetycznego na zasilanie z generatora, które „zapewniają rozmaite scenariusze dla obiektów” w celu wykluczenia zwarć.

Otwarte przekazanie zasilania służy jako standardowa operacja awaryjna w przypadku utraty zasilania z sieci elektroenergetycznej. – Umożliwia [to] pięciosekundową przerwę w dostawie prądu, podczas której połączenie z systemem elektroenergetycznym zostaje przerwane, zanim nastąpi zestawienie przejścia na zasilanie z generatora – mówi Kersey. Synchronizowane otwarte przekazanie zasilania wygląda podobnie, ale gwarantuje przerwę w dostawie prądu <150 ms, w celu szybszego przejścia z zasilania z systemu elektroenergetycznego na zasilanie z generatora. Obciążenia mechaniczne mogą wytrzymać przerwę 150 ms w zasilaniu pozwalając, aby silniki w zakładzie nie wypadły z synchronizacji.

Inne tryby przekazywania zasilania – synchronizowane zamknięte przekazanie zasilania (CTS) oraz łagodne obciążanie – zapewniają zwiększenie zdolności regulacji łagodnego zsynchronizowania z siecią elektroenergetyczną. Czas odstawienia zasilania w przekazaniu zasilania w trybie CTS wynosi 150 ms, z chwilową pracą równoległą systemu elektroenergetycznego i generatora podczas ponownego przyłączania się do zasilania z systemu elektroenergetycznego – wyjaśnia Kersey. – Przekazanie zasilania w trybie łagodnego obciążania wymaga najbardziej rozbudowanego układu sterowania i opcji rozproszonego wytwarzania energii (DG). Przez 25–90 sekund zapewnia równoległe zasilanie dla zsynchronizowania generatora z systemem elektroenergetycznym oraz dla podjeżdżania/zjeżdżania z obciążeniem. Pozwala to również na elastyczne wygładzanie szczytów i nadążanie za zapotrzebowaniem mocy oraz umożliwia sprzedaż nadwyżek wytwórczych do systemu elektroenergetycznego.

Dwie ostatnie metody wymagają uregulowań formalnych ze strony administracji systemu elektroenergetycznego/administracji państwowej w zakresie elementów testowania i bezpieczeństwa, aby zagwarantować, że żadne negatywne efekty nie przedostaną się do sieci elektroenergetyczne – dodaje Kersey.

 

Bezpieczeństwo i niezawodność

Eaton Electrical również zwraca uwagę na aspekty niezawodności i bezpieczeństwa układów sterowania zasilania rozproszonego. David Loucks, menedżer ds. rozwiązań w zespole badania wydajności rozwiązań zasilania elektroenergetycznego (Performance Power Solutions) w firmie, podkreśla znaczenie równoległej pracy systemów DP z siecią elektroenergetyczną, gdyż lokalny generator może eksportować energię do sieci elektroenergetycznej w przypadku jej nadwyżki w stosunku do miejscowego zapotrzebowania mocy. Należy jednak zapewnić odpowiednie układy sterowania. Loucks wyjaśnia, że zwrotne sprzężenia napięciowe i prądowe muszą być monitorowane poprzez wielokrotne próbkowanie w trakcie cyklu, aby dopasować zdarzenia po stronie systemu elektroenergetycznego i generatora. Obejmuje to kontrolowaniewspółczynnika mocy (PF) i mocy biernej (VAR).

 

System firmy Schneider Electric/Square D składa się z monitora obwodu PowerLogic 4000 T oraz oprogramowania system Manager Sofware, które monitorują parametry energetyczne, analizują sposób przełączania obwodów, integrują sterowniki PLC, komputery PC, interfejsy HMI oraz urządzenia innych firm.

Logika sterująca zabezpiecza połączenie systemu elektroenergetycznego i silnika/generatora. Według Loucksa zabezpieczenia po stronie systemu elektroenergetycznego obejmują zabezpieczenie nadnapięciowe/podnapięciowe, zabezpieczenie przed obniżeniem/ wzrostem częstotliwości, zabezpieczenie przed asymetrią prądu i napięcia itp. Wszystkie mają zastosowanie do generatora, wraz z dodatkowym zabezpieczeniem przed utratą wzbudzenia generatora.

Loucks zwraca uwagę na analogie pomiędzy podstawowym systemem kontroli i systemami sterowania DP. Na przykład w spalinowych blokach wytwórczych z paliwem gazowym z silnikami wewnętrznego spalania przepustnica działa jak regulator PI. Reguluje różnicę prędkości (Hz) i kąta fazowego pomiędzy systemem elektroenergetycznym i generatorem w trybie synchronizacji, podczas gdy prędkość generatora staje się parametrem procesowym i żądaną, zadaną wartością częstotliwości (50 lub 60 Hz), czyli nastawą. W trybie synchronizacji regulatora przepustnica reguluje moc wydawaną (moc czynną, kW), a parametr procesowy stanowi wyliczona moc czynna (Vrms×Irms×(3^1/3)×cos@.).

– Moc bierna jest regulowana odrębnie jako pętla PI – kontynuuje Loucks. – Stanowi część napięcia regulatora PI, które reguluje prąd stały doprowadzany do rotora generatora. Wyróżnia się dwa tryby operacyjne: tryb stałego współczynnika mocy, gdzie współczynnik mocy PF = (użyteczna moc czynna/Vrms × Irms×(3^1/3) ) = cos@ to parametr procesowy, zaś nastawę stanowi żądana, zadana wartość współczynnika mocy PF. W trybie stałej mocy czynnej parametr procesowy ma wartość Vrms×Irms×(3^1/3)×(1-PF), podczas gdy nastawę stanowi wewnętrznie zadany moduł mocy biernej VAR.

Typowe porty komunikacyjne w generatorach silnikowych to: Modbus, DeviceNet oraz Lonworks (powszechnie stosowane w automatyce budynków). Łączniki zasilania i sprzęt łączeniowy generatora standardowo posiadają interfejsy dla głównych sieci PLC – dodaje Loucks.

Firma ABB Automation wykazuje się aktywnością w rozmaitych obszarach rozproszonego wytwarzania i kontroli mocy. Jeden z sektorów produktów stanowi technologia elektrycznych zespołów modularnych zasilania (Power Electric Building Block – PEBB), na którą składają się modularne przekształtniki mocy, docelowo obsługujące mikroturbiny, trakcję, jakość mocy oraz inne aplikacje. Są to zwłaszcza przekształtniki Power- Pak3, zapewniające moc użyteczną do 2500 kW, w oparciu o niskonapięciowe (LV) tranzystory bipolarne z izolowaną bramką (IGBTs). W PowerPak3 zintegrowano czujniki kontroli prądu, napięcia i temperatury. Uwzględniono interfejs sterowania oraz złącze zasilania prądu stałego o napięciu 24 V dla kart sterowników bramki. Dostępne są również moduły PEBB średniego napięcia (MV) o mocy znamionowej do 15 MW.

– Aplikacje o wyższej prędkości wymagają sprawniejszych elektronicznych sterowników mocy (takich jak Power Electronic Controller – PEC 800) – mówi Tor-Eivind Moen, menedżer ds. rozwoju elektroniki energetycznej (Power Electronics) w ABB. Sterownik PEC 800 jest programowalny za pomocą oprogramowania wyższego rzędu, włącznie z Mathworks’ Simulink iMatlab. Sterowniki wchodzą w skład modułów niskonapięciowych LV (bazujących na IGBT), jak również modułów średniego napięcia MV, które wykorzystują zintegrowane mocowe urządzenia łączeniowe oparte na tyrystorach o komutowanej bramce (IGCT).

Technologia przekształcania mocy i układów sterowania mocą w ABB rozciąga się również na aplikacje związane z magazynowaniem energii. Moen podkreśla znaczące zaangażowanie firmy w „do dziś największy na świecie akumulatorowy system magazynowania energii (BESS)”, który ostatnio przyłączono do sieci dla przetestowania w Fairbanks (Alaska). Eksploatowany przez spółdzielnię wytwórczą Golden Valley Electric Association (GVEA) system BESS zaprojektowano dla ustabilizowania sieci elektrycznych w rejonie Fairbanks.

Firma ABB dostarczyła układ przekształcania mocy, urządzenia pomiarowe, zabezpieczające i kontrolne oraz wyposażenie obsługowe dla instalacji BESS, na które składa się 13 760 specjalnych, szczelnie zamkniętych akumulatorów niklowo-kadmowych (zdjęcie na str. 43). System BESS będzie dostarczał 27 MW mocy przez 15 minut – dając GVEA wiele czasu na uruchomienie lokalnej generacji rezerwowej. Alternatywnie system BESS zapewnia wyższą moc użytkową w krótszych okresach.

Moen z ABB widzi realne perspektywy dla rozproszonego wytwarzania mocy i nowych źródeł energii, ograniczane przez praktyczne „zagadnienia wczesnego zastosowania” oraz przy uwzględnieniu kosztów. – Bolączkami rozproszonego wytwarzania mocy są kwestie wolumenu sprzedaży i ogólnej akceptacji dla nowych technologii – mówi.

Wyprodukowane przez Ballard Power Systems urządzenia przeznaczone do przekształcania mocy rozproszonej bazują na doświadczeniach firmy, która w 1992 roku wprowadziła na rynek przekształtniki zaprojektowane do zastosowań w pojazdach elektrycznych. Kluczowe rozwiązania techniczne układu sterowania zmodyfikowano w celu dostosowania do wymogów systemów DG.

Produkt z asortymentu nazwanego Ecostar umożliwia dokładny odczyt napięcia sieci i częstotliwości dzięki dodatkowym właściwościom, jak wyodrębniony odczyt napięcia i przetwarzanie sygnałów, oraz programowemu pomiarowi częstotliwości w obwodzie zamkniętym, zblokowanemu z fazą – objaśnia Ross Witschonke, wiceprezes ds. marketingu.

Aby spełnić standardy wzajemnego połączenia, napięcie, prąd i współczynnik mocy sieci elektrycznej są kontrolowane raczej w punkcie połączenia niż na zaciskach wyjściowych przekształtnika. – Połączenie sprzęgające sieci upraszcza się poprzez unikanie monitoringu w punkcie wspólnego sprzęgania – mówi Witschonke. – Uzyskuje się to poprzez wbudowanie w układ sterowania funkcji zapobiegania tworzeniu się wysp oraz dzięki spełnieniu wymogów zabezpieczenia połączenia sprzęgającego (zabezpieczenie przed wzrostem/obniżeniem częstotliwości, nastawa wyzwalacza napięciowego i czas wyzwalania).

Przekształtnik mocy firmy Ballard – Ecostar Power Converter (skatalogowany jako UL 1741) – zapewnia niezawodną pracę równoległą z siecią, wykorzystując tryb sterowania prądowego i gwarantując zabezpieczenie przekształtnika i sieci elektroenergetycznej w warunkach zwarciowych. – W celu zapewnienia stabilnej pracy współczynnik mocy PF jest „regulowany w pobliżu jedności” w punkcie połączenia. Konstrukcja i wykonanie przekształtnika umożliwia samoczynne utrzymywanie reżimów pracy dla podniesienia jakości produktu. W celu weryfikacji funkcji zabezpieczających test końca linii elektrycznej przeprowadza się dla wszystkich urządzeń za pomocą symulatora sieci – mówi Witschonke.

W chwili obecnej uwagę firmy Ballard skupiają fotowoltaniczne przekształtniki mocy (PV) dla zastosowań związanych z sieciami elektrycznymi. Na rynku dostępny jest przekształtnik mocy Ecostar PV, 75 kW. Przyszłością tych układów sterowania są systemy UPS z wielorakimi urządzeniami połączonymi równolegle oraz przekształtniki zwielokrotnione dla szerokich zastosowań przekształtników PV. – Zaprojektowano już i przygotowano do produkcji zgodnie z zapotrzebowaniem klientów przekształtnik mocy Ecostar do mikroturbin – dodaje Witschonke.

 

Unikanie tworzenia się „wysp”

Wszyscy indagowani fachowcy podkreślają potrzebę bezpiecznego, niezawodnego połączenia sprzęgającego źródeł DP i sieci. Schemat („Potrzeba zapobiegania tworzeniu się wysp”) pokazuje skutki niepożądanej „wyspy” mocy dla rozproszonego źródła zasilania (DR) z lokalnym odbiornikiem połączonym z siecią elektroenergetyczną. Gdy moc wyjściowa ze źródła DR równa się lokalnemu zapotrzebowaniu mocy, sieć dostarcza tylko referencyjne wartości napięcia i częstotliwości (wyłączniki CB1 i CB2 są zamknięte). Jeżeli przy tym warunku dopasowania obciążenia wyłącznik CB2 otworzy się, na skutek zbilansowania mocy napięcie i częstotliwość pozostaną niezakłócone.

Jednakże sytuacja taka może spowodować „wyspę” w ramach regionalnego SEE (Area Electric Power System – EPS), ponieważ źródło DR, aktualnie odseparowane od sieci, w sposób niezamierzony kontynuuje zasilanie lokalnego odbiornika, chyba że postawiono specjalny warunek jego odłączenia. Przekaźniki zabezpieczające, zainstalowane do wykrywania stanu podnapięciowego/przepięcia oraz wykrywania obniżenia/ wzrostu częstotliwości w punkcie połączenia sprzęgającego, nie zareagują na utratę sieci – mówi Ballard Power.

Powstawanie „wysp” jest niebezpieczne. Stanowi zagrożenie dla bezpieczeństwa pracowników konserwujących system elektroenergetyczny, nieświadomych faktu, że źródło DR nadal zasila lokalny obszar. „Wyspa” może również uszkodzić źródło DR, jeżeli dojdzie do utraty sieci, na przykład z powodu zamknięcia wyłącznika „ponownego włączenia” od strony dopływu. Wedle Witschonke z firmy Ballard, wyłącznik „ponownego włączenia” automatycznie zamyka się po kilku cyklach, lecz napięcie połączenia sprzęgającego (kontrolowane przez „wyspę”) nie jest w sposób konieczny zsynchronizowane z napięciem regionalnego SEE (Area EPS).

Elektrownie potrzebują opomiarowania „antywyspowego” dla generacji mocy z DP. Taki element zabezpieczenia odłącza źródło DR od sieci, gdy następuje utrata zasilania sieciowego. Wymagania dotyczące zapobiegania tworzeniu się „wysp” zamieszczono w normach UL 1741 oraz IEEE 1547 i 929 (więcej informacji na stronie internetowej www.controleng. com/issues).

Oprócz całościowych układów sterowania, zasilanie rozproszone wymaga pełnej gamy urządzeń pomiarowych/ kontrolnych, komponentów połączenia sprzęgającego oraz programów narzędziowych. Odpowiednie systemy sterowania muszą dotrzymywać kroku ekspansji rozproszonych miejscowych źródeł zasilania.

Więcej produktów opisano na:www.controleng.com/buyersguide

Integratory przedstawiono na:www.controleng.com/integrators

ABB Automationwww.abb.com/powerelectronics
Ballard Power Systemswww.ballard.com
Eaton Electricalwww.eatonelectrical.com
EPRIwww.epri.com
Schneider Electricwww.squared.com