Impactul sistemelor fotovoltaice asupra rețelei electrice locale (ex: creșterea tensiunii de fază)

Am ajuns la ideea acestui articol de la câteva discuții cu prieteni / cunoscuți care se plâng că locuiesc în zone cu mare densitate de panouri voltaice și, ca urmare, observă diverse probleme în rețea, în special în perioadele de primăvară-vară-toamnă cu Soare intens, printre care, cea pe care o abordez în acest articol: creșterea tensiunii din rețeau electrică la volori de 250 V și peste, care poate avea diverse consecințe: oprirea invertoarelor sistemelor fotovoltaice, decuplarea de la rețeaua electrică (prin dispozitive de monitorizare a tensiunii), afectarea echipamentelor electronice din gospodării șamd.

Valoarea standard a tensiunii din rețeaua electrică la care sunt conectați consumatorii este de 230 V (rețeaua monofazată), dar această valoare nu este fixă pentru fiecare utilizator (variază în timpul zilei cu câțiva volți) și este diferită între diverși utilizatori conectați la același transformator (cu cât ești mai departe de transformator, cu atât tensiunea de fază este mai mică, având loc o cădere de tensiune pe măsură ce te depărtezi de transformator).

Notă: Articolul are la bază diverse surse, citate la finalul textului (pentru cei care vor să aprofundeze subiectul). Dacă printre cititori sunt și experți în acest domeniu, orice completări sunt binevenite. De asemenea, întrebările sunt la fel de binevenite.

Sistemele fotovoltaice sunt, în principiu, una dintre cele mai elegante forme de producere a energiei electrice: nu au piese în mișcare, pot fi instalate pe acoperișuri, reduc consumul din rețea și pot scădea pierderile locale atunci când energia este consumată aproape de locul unde este produsă.

Dar, la scară mare, mai ales atunci când multe instalații fotovoltaice sunt concentrate pe aceeași rețea de joasă tensiune, ele modifică radical modul în care funcționează rețeaua de distribuție.

Problema nu este existența panourilor solare, ci faptul că rețeaua clasică a fost proiectată pentru un flux de energie într-o singură direcție: de la transformator către consumatori.

Când consumatorii devin și producători, iar producția lor depășește consumul local, fluxul de putere se poate inversa, tensiunea poate crește local, iar echipamentele de reglaj și protecție pot intra în regimuri pentru care nu au fost gândite inițial.

Cum funcționează rețeaua clasică de distribuție

O rețea de distribuție de joasă tensiune este, în mod obișnuit, capătul unui lanț energetic lung. Energia este produsă în centrale mari sau în parcuri de producție, transportată la tensiuni înalte, coborâtă prin stații și posturi de transformare, apoi livrată către consumatori prin rețele de medie și joasă tensiune.

În zona rezidențială, energia ajunge la case printr-un transformator de distribuție, de exemplu din medie tensiune în joasă tensiune, apoi prin cabluri sau linii aeriene către consumatori.

Într-o astfel de rețea, tensiunea nu este identică în toate punctele. Pe măsură ce curentul parcurge conductoarele, apare o cădere de tensiune, pentru că orice conductor are impedanță (adică rezistență și reactanță). Cu cât linia este mai lungă, conductorul mai subțire și curentul mai mare, cu atât căderea de tensiune este mai importantă. De aceea, într-o rețea clasică, tensiunea este de obicei mai mare aproape de transformator și mai mică la capătul liniei, mai ales când consumul este ridicat. Aceasta nu este o eroare, ci o realitate normală de proiectare. Operatorul rețelei ridică tensiunea la plecarea din transformator, astfel încât, după căderea de tensiune de-a lungul liniei, consumatorii îndepărtați să primească totuși o tensiune acceptabilă.

În Europa, tensiunea nominală de joasă tensiune este de 230 V, iar standardul EN 50160 admite, în condiții normale, variații în jurul valorii nominale, în general în intervalul de ±10%. Practic, pentru un consumator obișnuit, tensiunea ar trebui să rămână, în cea mai mare parte a timpului, într-un domeniu compatibil cu funcționarea aparatelor electrice. Depășirea repetată sau prelungită a limitei superioare poate reduce durata de viață a echipamentelor electrice, poate provoca declanșarea invertoarelor sau poate crea reclamații de calitate a energiei.

Rețeaua clasică se bazează pe echipamente de reglaj precum transformatoare cu reglaj de ploturi în sarcină, regulatoare de tensiune și baterii de condensatoare. Transformatorul cu reglaj în sarcină măsoară tensiunea și curentul, estimează căderea de tensiune pe linie și modifică raportul de transformare pentru a menține tensiunea în limite acceptabile. Condensatoarele sunt folosite pentru compensarea puterii reactive, ceea ce poate reduce curenții și căderile de tensiune. Aceste sisteme funcționează bine într-o rețea în care energia curge predominant dinspre sursă spre consumator. Când apar multe surse distribuite, mai ales fotovoltaice, logica de funcționare se complică.

Ce schimbă sistemele fotovoltaice

Un sistem fotovoltaic conectat la rețea, din punctul de vedere al rețelei, el este o sursă de energie montată în interiorul rețelei de distribuție. Panourile produc curent continuu, iar invertorul îl transformă în curent alternativ sincronizat cu rețeaua. Invertorul „vede” tensiunea și frecvența rețelei, se sincronizează cu ele și injectează curent în punctul de racordare. În regim obișnuit, la factor de putere aproape unitar, invertorul injectează mai ales putere activă, adică puterea care produce lucru util și se măsoară în wați.

Atunci când locuința consumă mai mult decât produc panourile, diferența vine din rețea. În acel moment, sistemul fotovoltaic doar reduce consumul net.

Dar când panourile produc mai mult decât consumă locuința, surplusul pleacă spre rețea. 

În mod normal, transformatorul de distribuție coboară tensiunea din rețeaua de medie tensiune la joasă tensiune și trimite energie către case. Dar când multe sisteme fotovoltaice produc mai mult decât consumă local casele respective, surplusul de energie se întoarce prin rețeaua de joasă tensiune către transformator

Aceasta este situația de flux invers de putere, una dintre cele mai importante schimbări introduse de producția fotovoltaică distribuită.

În termeni simpli, rețeaua nu mai este doar o „conductă” prin care energia coboară spre consumator. Ea devine o rețea cu multe puncte de injecție. Uneori, o parte a liniei de distribuție, are deficit de energie și primește energie din transformator. Alteori, aceeași parte are excedent și împinge energia înapoi.

Această trecere de la flux unidirecțional la flux bidirecțional este una dintre marile provocări ale integrării fotovoltaicului în distribuție.

De ce crește tensiunea

Mecanismul creșterii de tensiune este, în esență, același mecanism care explică și căderea de tensiune, dar cu sensul curentului schimbat. Într-o linie fără producție locală, curentul pleacă de la transformator spre consumatori. Prin impedanța liniei apare o cădere de tensiune, astfel încât tensiunea la capătul liniei este mai mică decât tensiunea la transformator. Operatorul ține cont de acest lucru și setează tensiunea la plecare suficient de sus pentru ca ultimii consumatori să nu primească o tensiune prea mică.

Când la capătul liniei apare o producție fotovoltaică mare, curentul poate circula invers. În loc ca transformatorul să împingă energia spre consumatorul de la capătul liniei, prosumatorul împinge energie înapoi spre transformator. Căderea de tensiune de pe linie își schimbă, practic, semnul. Punctul aflat departe de transformator, care înainte era cel mai expus la subtensiune în regim de consum mare, poate deveni punctul cel mai expus la supratensiune în regim de producție mare și consum mic.

Această situație apare mai ales în zilele însorite, la prânz, când producția fotovoltaică este mare, iar consumul rezidențial poate fi redus. În cartierele în care mulți oameni sunt plecați la serviciu, casele consumă puțin exact când panourile produc mult. Dacă rețeaua este lungă, conductorul are secțiune mică, transformatorul este departe sau mai multe sisteme fotovoltaice sunt concentrate pe aceeași ramură, creșterea de tensiune poate deveni semnificativă. Perioadele de tensiune ridicată apar în special în condiții de sarcină redusă și în zone cu un sistem FV mare sau cu grupuri de sisteme FV.

Un detaliu important este că rețelele de joasă tensiune au adesea un raport R/X (rezistență / reactanță) mai mare decât rețelele de transport. Cu alte cuvinte, rezistența conductoarelor contează mult.

În astfel de rețele, injecția de putere activă influențează puternic tensiunea. De aceea, nu este suficient să spunem că tensiunea este controlată doar de puterea reactivă.

În joasă tensiune, puterea activă injectată de invertoare poate ridica direct tensiunea locală, iar controlul puterii reactive ajută, dar nu rezolvă întotdeauna problema.

Mai tehnic:
Invertorul fotovoltaic ridică tensiunea locală nu pentru că „impune” arbitrar o tensiune mai mare rețelei, ci pentru că trebuie să injecteze curent în aceasta. Pentru ca energia produsă de panouri să plece din instalația casei spre rețeaua publică, invertorul se sincronizează cu tensiunea rețelei și livrează un curent ușor „împins” înapoi prin conductoare. Acest curent parcurge cablurile instalației proprii, apoi linia de joasă tensiune până spre transformator. Cum orice conductor are rezistență, trecerea curentului produce o diferență de tensiune de-a lungul liniei. În regim normal, când casele consumă energie, această diferență apare ca o cădere de tensiune: tensiunea scade pe măsură ce ne îndepărtăm de transformator. În regim de producție fotovoltaică mare, sensul curentului se poate inversa: energia pleacă dinspre case spre transformator. Atunci aceeași impedanță a liniei produce efectul invers, adică o creștere a tensiunii în punctele unde se injectează energie. Cu cât invertorul injectează mai multă putere activă, cu cât linia este mai lungă și cu cât conductorii au rezistență mai mare, cu atât tensiunea la bornele invertorului și în vecinătatea lui poate urca mai mult. De aceea, într-un cartier cu mulți prosumatori, tensiunea poate deveni prea mare exact în orele cu Soare puternic și consum local redus.

Efectele asupra rețelei

Primul efect este supratensiunea locală. Dacă tensiunea depășește limita admisă, operatorul de rețea are o problemă de calitate a energiei, iar consumatorii pot avea aparate supuse unei solicitări mai mari decât cea normală. Aparatele moderne au surse electronice și toleranțe proprii, dar funcționarea repetată la tensiuni ridicate poate reduce durata de viață a unor echipamente.

În plus, invertoarele sistemelor fotovoltaice sunt obligate să se decupleze când tensiunea trece peste anumite praguri. Astfel apare o situație paradoxală: exact când Soarele produce mult, invertorul prosumatorului poate opri injecția pentru a proteja rețeaua sau pentru a respecta cerințele de racordare.

Al doilea efect este funcționarea mai dificilă a echipamentelor de reglaj. Regulatoarele de tensiune și transformatoarele cu reglaj au fost gândite pentru variații de consum relativ previzibile. Fotovoltaicul introduce variații rapide, de exemplu când norii trec peste un cartier. Tensiunea poate urca și coborî mai repede decât într-o rețea pur consumatoare. Dacă echipamentele de reglaj reacționează prea des, apare uzură suplimentară. Dacă reacționează prea lent sau sunt setate nepotrivit, tensiunea poate ieși din limite în anumite puncte ale rețelei.

Al treilea efect este fluxul invers de putere prin transformatoare și stații. Fluxul invers nu este automat periculos, dar poate crea situații pentru care protecțiile, releele și schemele de automatizare nu au fost proiectate inițial. Fluxul invers semnificativ poate duce la supratensiune, creșterea curenților de scurtcircuit, desensibilizarea protecțiilor, pierderea coordonării protecțiilor și funcționarea incorectă a echipamentelor de control.

Al patrulea efect este dezechilibrul de fază. În multe rețele de joasă tensiune, prosumatorii mici sunt conectați monofazat (de la transformator se distribuie trei faze către consumatori, dar fiecare consumator este conectat la un conductor de fază (deci la o fază dintre cele trei) și la cel de neutru, pentru a asigura bucla închisă necesară transferului de energie elecrică spre consumatori și înapoi către transformator).

Dacă pe o fază există multe instalații FV, iar pe celelalte mai puține, tensiunea acelei faze poate crește mai mult. Dezechilibrul poate afecta motoare trifazate, transformatoare, echipamente industriale mici și calitatea generală a alimentării. Problema nu ține doar de puterea totală instalată într-o localitate, ci și de modul în care prosumatorii sunt distribuiți pe faze și pe ramurile rețelei.

Al cincilea efect este apariția fluctuațiilor de tensiune și, în cazuri mai rare, a flickerului. Dacă un nor acoperă rapid un grup mare de panouri, injecția scade brusc; când norul trece, injecția crește iar. Rețeaua trebuie să compenseze aceste variații. În rețele robuste, efectul poate fi mic. În rețele slabe, lungi sau deja încărcate, variațiile pot deveni perceptibile sau pot afecta echipamente sensibile.

Efectele asupra consumatorilor

Pentru consumatorul fără panouri, efectele pot fi invizibile mult timp. Dacă rețeaua este suficient de puternică și operatorul gestionează bine tensiunea, acesta nu observă nimic.

Dar în zone cu penetrare mare de sisteme fotovoltaice, pot apărea tensiuni ridicate în anumite intervale, declanșări ale unor echipamente sensibile, variații ale iluminatului sau o calitate mai slabă a energiei. Cel mai expus nu este neapărat consumatorul de lângă transformator, ci cel aflat pe ramuri lungi, la capăt de linie, aproape de mai mulți prosumatori care injectează simultan.

Pentru prosumator, efectul cel mai vizibil este decuplarea invertorului din cauza supratensiunii. Invertorul nu „alege” să oprească producția pentru că panourile nu mai funcționează, ci pentru că tensiunea la punctul său de conectare a depășit limita admisă.

În practică, prosumatorul poate observa că în zile foarte însorite producția scade sau se întrerupe la prânz, deși condițiile solare sunt excelente. Cauza poate fi tensiunea ridicată local, amplificată de cablurile instalației proprii, de distanța până la transformator și de injecția simultană a altor prosumatori.

Există și un fenomen „în spatele contorului”. Între invertor și contor există conductoare în instalația clientului. Dacă invertorul injectează un curent mare, poate apărea o creștere de tensiune chiar pe acest traseu. De aceea, secțiunea conductorilor, lungimea traseului dintre invertor și tabloul principal, calitatea conexiunilor și dimensionarea corectă a instalației contează. Această creștere de tensiune din instalația clientului poate fi importantă și este adesea ignorată în modelele de rețea.

La ce grad de penetrare cu sisteme fotovoltaice apar problemele

Întrebarea firească este: câte panouri sunt prea multe? Răspunsul corect este că nu există un procent universal.

Problemele nu apar la aceeași putere instalată în toate rețelele. O rețea urbană scurtă, cu transformatoare apropiate, conductoare groase și consum local mare poate primi mult mai mult fotovoltaic decât o rețea rurală lungă, cu conductoare subțiri, consum mic la prânz și multe instalații la capăt de linie.

De aceea, literatura tehnică folosește noțiunea de „hosting capacity” (capacitatea de acceptare), adică puterea totală de resurse distribuite care poate fi conectată într-o rețea fără modernizări majore și fără încălcarea limitelor de tensiune, curent, protecție sau calitate a energiei.

Există mai multe feluri de a măsura penetrarea fotovoltaică:
- Penetrarea de capacitate compară puterea instalată a sistemelor FV cu sarcina maximă anuală a liniei.
- Penetrarea instantanee compară producția FV dintr-un anumit moment cu consumul din acel moment.
- Penetrarea energetică compară energia produsă într-un interval, de obicei un an, cu energia consumată în același interval.

Pentru problemele de tensiune, penetrarea instantanee este adesea mai relevantă decât energia anuală. O rețea poate avea o contribuție anuală modestă de energie solară, dar poate avea totuși probleme la prânz, când producția instantanee depășește consumul local.

În procedurile americane de interconectare, pragul de 15% din sarcina maximă anuală a unei secțiuni de linie a fost folosit mult timp ca ecran preliminar. Depășirea acestui prag nu înseamnă automat că rețeaua are probleme, ci că este nevoie de studii suplimentare. Este un filtru administrativ și tehnic, nu o lege fizică. Tocmai faptul că procedurile bazate pe 15% trebuie privite cu atenție, pentru că multe cereri de racordare depășesc acest nivel, iar impactul real depinde de rețea, sarcină, localizare și caracteristicile sistemelor conectate.

Într-un studiu privind performanța tensiunii la penetrare mare, la 5% penetrare invertoarele nu aveau un impact semnificativ asupra reglajului tensiunii în regim de sarcină de vârf; la 10%, suportul de tensiune al invertoarelor putea reduce necesarul de condensatoare; la 30-50%, invertoarele puteau, în anumite condiții de studiu, să înlocuiască echipamente convenționale de susținere a tensiunii. Aceste valori nu trebuie transformate în reguli generale, dar arată că impactul depinde de modul de control al invertorului, nu doar de numărul de panouri.

Mai important decât procentul global este locul în care sunt instalate sistemele. Capacitatea de acceptare este de obicei mai mare aproape de transformator sau de stație și mai mică la capătul feederului. Un sistem mare la capăt de linie poate crea mai multe probleme decât aceeași putere împărțită în puncte mai favorabile. De asemenea, o concentrație mare de sisteme mici într-un singur cartier poate produce același tip de efect ca o singură sursă mare, dar mai greu de controlat dacă invertoarele nu sunt coordonate.

Rolul invertoarelor inteligente

Invertoarele moderne nu sunt simple convertoare de curent continuu în curent alternativ. Ele pot participa la controlul rețelei. Un invertor poate funcționa cu factor de putere diferit de 1, poate absorbi sau furniza putere reactivă, poate reduce puterea activă când tensiunea urcă peste un anumit prag și poate răspunde la comenzi locale sau la comenzi ale operatorului de distribuție. Aceste funcții sunt cunoscute, în literatura tehnică, prin termeni precum Volt/VAR, Volt/Watt, control al factorului de putere și active power management.

Controlul Volt/VAR folosește puterea reactivă pentru a influența tensiunea. Dacă tensiunea locală crește prea mult, invertorul poate absorbi putere reactivă, ceea ce poate reduce tensiunea în punctul de racordare. Această soluție este atractivă pentru că nu reduce neapărat energia activă produsă. Totuși, are limite. Invertorul are o putere aparentă maximă, iar dacă produce deja putere activă aproape de limita sa, capacitatea rămasă pentru putere reactivă este mai mică, cu excepția cazului în care invertorul este supradimensionat.

Controlul Volt/Watt reduce puterea activă injectată atunci când tensiunea depășește un prag. Este o soluție foarte eficientă tehnic, pentru că atacă direct cauza creșterii tensiunii în rețele de joasă tensiune: injecția de putere activă. Dezavantajul este că energia solară disponibilă nu mai este folosită integral. Din perspectiva prosumatorului, aceasta înseamnă pierdere de producție. Din perspectiva rețelei, este uneori soluția rapidă și ieftină pentru a evita supratensiunea până la întărirea rețelei sau până la introducerea unor forme mai bune de flexibilitate.

IEA PVPS subliniază că limitarea producției, numită curtailment, nu ar trebui să fie prima metodă de integrare a fotovoltaicului, ci o soluție de rezervă atunci când alte metode nu sunt suficiente. Printre opțiunile preferabile se află controlul puterii reactive, reglajul transformatoarelor, sarcinile flexibile, stocarea în baterii, consumul local coordonat, întărirea rețelei și distribuirea mai echilibrată a sistemelor fotovoltaice.

Soluții tehnice și de planificare

Prima soluție este întărirea rețelei: conductoare cu secțiune mai mare, transformatoare adecvate, regulatoare de tensiune, reconfigurarea feederelor și, unde este necesar, echipamente suplimentare de control. Aceasta este soluția clasică, robustă, dar costisitoare. Ea este justificată mai ales acolo unde creșterea fotovoltaicului este structurală și va continua.

A doua soluție este controlul inteligent al invertoarelor. Dacă fiecare invertor doar injectează putere activă maximă, rețeaua este forțată să absoarbă orice surplus, indiferent de tensiune. Dacă invertoarele pot regla puterea reactivă și, la nevoie, puterea activă, rețeaua devine mai flexibilă. În Germania și în alte țări cu penetrare mare de fotovoltaic, codurile de rețea cer deja capacități de control al puterii reactive pentru resursele distribuite conectate la rețea.

A treia soluție este stocarea. Bateria locală poate încărca atunci când producția FV este mare și consumul mic, reducând injecția în rețea. Seara, când producția scade și consumul crește, bateria poate alimenta casa. Din punctul de vedere al rețelei, bateria reduce vârful de injecție solară de la prânz și vârful de consum de seară. Totuși, pentru a ajuta cu adevărat rețeaua, bateria trebuie controlată inteligent. Dacă se încarcă prea devreme dimineața și este plină la prânz, nu mai ajută la reducerea supratensiunii.

A patra soluție este consumul flexibil. Pompe de căldură, boilere, stații de încărcare pentru mașini electrice, sisteme de climatizare sau procese industriale pot fi programate să consume mai mult atunci când există surplus local de energie solară. Aceasta nu înseamnă consum inutil, ci mutarea unor consumuri în orele în care energia este abundentă și rețeaua are nevoie de absorbție locală. Într-o rețea cu multe sisteme fotovoltaice, consumul flexibil poate fi la fel de important ca producția.

A cincea soluție este planificarea racordărilor. Nu toate punctele din rețea sunt egale. Uneori, racordarea unui sistem mare într-un punct nepotrivit costă mult mai mult decât racordarea aceleiași puteri într-un punct mai apropiat de transformator sau într-o zonă cu consum local mai mare. De aceea, analiza de „hosting capacity” devine esențială. Ea permite operatorului să identifice unde poate primi rețeaua noi sisteme fotovoltaice fără întăriri și unde sunt necesare investiții.

Concluzie

Sistemele fotovoltaice nu sunt, prin ele însele, o problemă pentru rețeaua electrică. Dimpotrivă, la niveluri moderate și bine amplasate, ele pot reduce consumul din rețea, pot scădea pierderile și pot amâna unele investiții.

Problemele apar atunci când multe surse distribuite injectează simultan energie într-o rețea proiectată pentru alimentare unidirecțională, mai ales în momente cu producție solară mare și consum local mic. Atunci pot apărea supratensiuni, flux invers de putere, dezechilibru de fază, declanșări ale invertoarelor, funcționare mai solicitantă a echipamentelor de reglaj și dificultăți de protecție.

Ideea centrală este că rețeaua de distribuție nu mai poate fi tratată ca o infrastructură pasivă. Ea trebuie operată ca un sistem activ, cu surse, consumatori, baterii și invertoare inteligente. Soluția nu este oprirea extinderii fotovoltaicului, ci integrarea lui corectă: rețele mai bine dimensionate, analiză locală a capacității de găzduire, invertoare cu funcții de sprijin pentru rețea, stocare, consum flexibil și reguli clare de racordare. În lipsa acestor măsuri, un exces local de energie solară poate transforma o tehnologie benefică într-o sursă de probleme de tensiune. Cu aceste măsuri, aceeași tehnologie poate deveni o componentă centrală a unei rețele electrice moderne.