Ten artykuł jest o tym, co naprawdę dzieje się na styku inwertera PV i transformatora, kiedy DC z modułów zamienia się w AC, a potem musi się jeszcze dogadać z siecią. Praktycznie.

Widzisz farmę PV.

Rzędy modułów jak dobrze ustawiona armia.

Inwertery pracują cicho, bezdymnie, bez teatru.

A gdzieś obok stoi transformator.

Ten sam typ urządzenia, który w innych projektach bywa nudnym tłem.

A w instalacjach fotowoltaicznych transformator potrafi mieć najbardziej intensywne życie właśnie wtedy, gdy wszystko wygląda na spokojne.

Bo inwerter to nie jest zwykłe źródło energii.

To szybka elektronika mocy, która umie robić cuda z prądem, ale przy okazji potrafi wprowadzić do układu zjawiska, których nie widać na pierwszym rzucie oka: harmoniczne, gwałtowne zmiany, sterowanie mocą bierną, czasem drobne składowe niepożądane.

I to wszystko ląduje na styku z transformatorem.

W PV widać jedno szczególnie wyraźnie: większość problemów nie wynika z tego, że sprzęt jest zły. Wynika z tego, że styki między sprzętami bywają niedogadane.

To artykuł dla projektantów, wykonawców, inwestorów i ludzi od utrzymania ruchu, którzy chcą, żeby układ inwerter plus transformator działał stabilnie przez lata, bez nerwowych korekt po uruchomieniu.

Po lekturze będziesz umieć rozpoznać typowe punkty tarcia i dobrać rozwiązania, które realnie poprawiają jakość energii, temperatury pracy i niezawodność.

Najpierw ustalimy wspólny język: co tak naprawdę dzieje się na styku inwertera i transformatora.

Potem przejdziemy przez typowe problemy: harmoniczne, przegrzewanie, sterowanie mocą bierną, przepięcia i rezonanse.

Omówimy najważniejsze narzędzia, które będziemy rozkładać na czynniki pierwsze.

Na końcu dostaniesz pięć rozwiązań najważniejszych problemów współpracy trafo i inwertera - podajemy także proste “domowe“ sposoby, które poprawiają stabilność - oraz otrzymasz odpowiedzi na często zadawane pytania w temacie, na ściągawce gotowej do rękawa ;)

Warto przeczytać.

Czas czytania: około 15 minut

Co naprawdę dzieje się na styku inwertera PV i transformatora

W książce wygląda to prosto: moduły dają DC, inwerter robi z tego AC, transformator podnosi napięcie i sieć przyjmuje energię.

W praktyce ten styk to miejsce, gdzie spotykają się dwa światy.

Pierwszy świat to elektronika mocy.

Inwerter nie generuje sinusoidy tak, jak robi to generator. On ją syntetyzuje, przełączając tranzystory z wysoką częstotliwością i sterując modulacją. To daje świetną kontrolę mocy czynnej i biernej, ale zostawia po sobie ślady uboczne: harmoniczne, zakłócenia wysokoczęstotliwościowe, strome narastania napięcia i prądu.

Drugi świat to transformator, czyli urządzenie elektromagnetyczne, które lubi przewidywalność.

On jest projektowany na określony kształt napięcia, określone straty, określone temperatury i określoną dynamikę obciążenia. Gdy dostaje przebieg, który ma więcej treści niż czysty sinus, zaczyna się robić ciekawie.

Najważniejsza rzecz do zapamiętania jest taka: transformator w PV nie jest tylko przelotką napięcia. On jest elementem, na którym materializują się skutki uboczne sterowania inwertera i parametrów sieci.

Jakim językiem o tym mówić, żeby się zrozumieć

Pamiętacie historię o wieży Babel z Biblii?

Niby wszyscy budują to samo, a jednak każdy mówi inaczej. Na projekcie działa to identycznie: jeśli projektanci, wykonawcy, automatycy i serwis używają różnych słów na te same zjawiska, diagnoza zaczyna trwać dłużej niż sama naprawa.

Harmoniczne to składowe prądu lub napięcia o częstotliwościach będących wielokrotnością podstawowej. W sieci 50 Hz harmoniczna 5 ma 250 Hz, 7 ma 350 Hz i tak dalej.

Dla transformatora to oznacza dodatkowe straty i dodatkowe grzanie.

THD to miara łącznego odkształcenia przebiegu.

W praktyce warto rozdzielać THD napięcia od THD prądu.

Inwerter najczęściej wprowadza przede wszystkim zniekształcenia prądu, a to napięcie psuje się w zależności od impedancji sieci i układu transformatorowego.

Moc bierna to sterowanie napięciem i przepływem energii reaktywnej.

Inwerter potrafi ją podawać lub pobierać zgodnie z wymogami operatora sieci, ale to sterowanie zmienia prądy w układzie i potrafi podbić obciążenie transformatora.

Rezonans to sytuacja, gdy elementy indukcyjne i pojemnościowe układu zaczynają wzmacniać pewne częstotliwości.

W PV pojemności jest sporo: kable, filtry, kondensatory kompensacji, własności sieci. Indukcyjności też: dławiki, transformator, linie.

To nie musi eksplodować, ale potrafi generować nadnapięcia, drgania i… dziwne błędy zabezpieczeń.

Dlaczego harmoniczne robią transformatorowi dodatkową robotę

Transformator ma straty jałowe w rdzeniu i straty obciążeniowe w uzwojeniach. Gdy pojawiają się harmoniczne, dzieją się trzy rzeczy naraz.

Prąd RMS rośnie, nawet jeśli moc czynna nie rośnie. To oznacza większe straty I2R w uzwojeniach. I to jest pierwszy powód grzania.

Do tego dochodzą straty dodatkowe, takie jak prądy wirowe w uzwojeniach i elementach konstrukcyjnych. One rosną szybciej wraz z częstotliwością, więc wyższe harmoniczne potrafią robić nieproporcjonalnie duże szkody termiczne.

Trzecia rzecz to hałas i drgania mechaniczne. Transformator może zacząć pracować głośniej, a mechanika uzwojeń dostaje większe zmęczenie w długim okresie.

Najbardziej zdradliwe jest to, że na SCADA wszystko może wyglądać przyzwoicie, bo moc jest stabilna, a dopiero termika pokazuje, że coś jest nie tak.

Jeśli chcesz zejść głębiej i zrozumieć, jak to policzyć oraz jak przełożyć harmoniczne na realne wymagania wobec transformatora, polecamy nasz materiał:

Współczynnik K transformatora: Klucz do ochrony przed harmonicznymi.

Wyjaśniamy w nim, czym jest współczynnik K, co mówi o obciążeniach nieliniowych, jak pomaga dobrać transformator pod rzeczywiste warunki pracy oraz jak ograniczyć ryzyko przegrzewania i skracania życia izolacji, zanim problem wyjdzie w temperaturach i alarmach.

Skąd bierze się przegrzewanie, gdy parametry niby są w normie

Są trzy typowe scenariusze.

Pierwszy to obciążenie pozorne.

Ktoś patrzy na MW i jest spokojny, ale transformator jest obciążany przez prądy wynikające z mocy biernej i odkształceń. On nie grzeje się od MW. On grzeje się od prądu i strat.

Drugi to praca inwertera w trybach regulacyjnych.

Na przykład sterowanie napięciem przez moc bierną, ograniczenia mocy czynnej, praca przy zmiennych warunkach sieci. To zmienia charakter obciążenia transformatora w czasie, często szybciej niż w klasycznej energetyce.

Trzeci to niedopasowanie konstrukcyjne.

Transformator dobrany jak do odbioru liniowego może mieć za mały margines na straty dodatkowe od harmonicznych. Niby moc się zgadza, ale termicznie brakuje oddechu.

Tu pojawia się praktyczny wniosek: w PV nie wystarczy sprawdzić kVA.

Trzeba myśleć o jakości prądu, o udziale mocy biernej i o spodziewanym profilu pracy.

Sterowanie mocą bierną: narzędzie, które pomaga sieci, ale obciąża układ

Operatorzy sieci coraz częściej wymagają wsparcia napięciowego.

Inwerter ma wtedy realizować krzywe: 'cos φ (cos fi) od P, Q od U, albo konkretne zadane Q.

Najpierw sobie rozpiszemy sobie to po ludzku, bez magicznych skrótów.

Wyobraź sobie, że inwerter ma dwa pokrętła: jedno od mocy czynnej P, czyli tej, którą sprzedajesz w kWh, a drugie od mocy biernej Q, czyli tej, która nie daje kWh, ale wpływa na napięcie i prądy w sieci.

Operator sieci mówi inwerterowi, jak ma tym drugim pokrętłem kręcić.

Co to znaczy: cos φ od P?

cos φ to w uproszczeniu informacja, jaki jest udział mocy biernej względem czynnej.

Gdy cos φ / cos fi jest blisko 1, to prawie nie ma Q. Gdy spada, Q rośnie.

Cos fi od P oznacza:

współczynnik mocy ma zależeć od aktualnej mocy czynnej. Im więcej produkujesz P, tym bardziej inwerter ma zmieniać cos fi zgodnie z ustaloną krzywą.

Jak to wygląda w praktyce:

Gdy farma daje mało mocy, inwerter może pracować prawie na cos φ 1.
Gdy farma wchodzi na wysoką produkcję, inwerter zaczyna generować lub pobierać moc bierną, żeby pomóc utrzymać napięcie w dopuszczalnym zakresie.
To jest jak automatyczna skrzynia biegów dla napięcia: zależy od obciążenia.

Po co to się robi:

Bo przy wysokiej generacji napięcie w punkcie przyłączenia lubi rosnąć.

Moc bierna może je ściągać w dół albo podbijać, zależnie od kierunku.

Co to znaczy: Q od U

Q od U oznacza: moc bierna ma zależeć od napięcia.

To jest już czysta automatyka regulacyjna.

Jeśli napięcie rośnie ponad zadany próg, inwerter zaczyna działać tak, żeby napięcie obniżyć.
Jeśli napięcie spada, inwerter robi odwrotnie, żeby je podnieść.

To działa jak termostat, tylko zamiast temperatury masz napięcie, a zamiast grzejnika masz Q.

I teraz ważny detal:
To nie jest tylko stan włącz lub wyłącz. To bywa płynna krzywa, na przykład im wyższe napięcie, tym więcej inwerter ma pobierać Q, żeby je redukować. Im niższe, tym bardziej ma oddawać Q, żeby je podbić.

Co to znaczy: konkretne zadane Q?

To najprostsza wersja:

ktoś z góry mówi inwerterowi, ile ma robić mocy biernej, niezależnie od P i U.

Przykładowo:
Ustawiamy, że inwerter ma stale pobierać 1 MVAr.
Albo stale oddawać 0,5 MVAr.
Albo ma trzymać Q na poziomie wynikającym z dyspozycji operatora.

Po co to się robi:
Bo czasem sieć potrzebuje konkretnej ilości wsparcia napięciowego w danym momencie, a nie automatyki zależnej od lokalnych pomiarów.

Z perspektywy sieci to dobrze.

Z perspektywy transformatora i kabli to znaczy większe prądy przy tej samej mocy czynnej.

Jeśli instalacja pracuje z istotnym udziałem mocy biernej, transformator może osiągać limit prądowy wcześniej, zanim dojdzie do mocy znamionowej czynnej.

To jest klasyczne źródło sytuacji typu: teoretycznie mam zapas, a praktycznie temperatura rośnie.

Co w tym wszystkim jest zdradliwe dla transformatora i kabli

Tu jest sedno, czemu o tym wspominamy.

Moc bierna zwiększa prąd w układzie. Nawet jeśli moc czynna P się nie zmienia.

Jeżeli masz P, czyli moc czynną, i dorzucasz Q, to rośnie moc pozorna S, a wraz z nią prąd.

W uproszczeniu:
Więcej Q = większy prąd = większe straty cieplne w kablach i transformatorze.

I dlatego czasem dzieje się tak:

Na ekranie wszystko wygląda dobrze, bo MW są stabilne.
A transformator ma wyższą temperaturę, bo prąd jest większy.
Albo limit prądowy pojawia się wcześniej, zanim dojdziesz do pełnej mocy czynnej.

Sterowanie cos fi od P, Q od U albo zadanym Q to sposoby, w jakie operator sieci każe inwerterowi wspierać napięcie, ale to wsparcie odbywa się prądem, więc może zwiększać obciążenie transformatora i kabli nawet wtedy, gdy moc czynna się nie zmienia.

Dodatkowo, jeśli w układzie jest osobna kompensacja, trzeba bardzo uważać na to, kto czym steruje. Inwerter z własną regulacją i bateria kondensatorów bez koordynacji potrafią wejść w nieprzyjemne interakcje.

To rzadko wygląda jak wielka awaria.

Częściej wygląda jak niestabilność, fluktuacje, błędy zabezpieczeń, dziwne harmoniczne w tle.

Przepięcia i rezonanse: problem, który często ujawnia się po uruchomieniu

W PV masz sporo elementów, które tworzą pojemności i indukcyjności.

Długie kable po stronie AC, filtracja, czasem kompensacja, do tego transformator i parametry sieci. Rezonans nie musi być stały.

Może pojawiać się tylko w określonych stanach pracy, przy określonej mocy, albo przy określonej konfiguracji sieci.

Objawy bywają mylące:

nadnapięcia, wzrost THD napięcia, wahania mocy biernej, losowe zadziałania zabezpieczeń, czasem uszkodzenia elementów filtrów lub przegrzewanie, które nie pasuje do obciążenia.

Najważniejsza praktyka projektowa jest taka:

rezonans trzeba traktować jako ryzyko układowe, a nie jako pecha. Jeżeli w projekcie są kondensatory, filtry i długie linie, analiza częstotliwościowa układu przestaje być fanaberią.

Jakie narzędzia realnie rozwiązują te problemy

Kiedy potrzebujesz dławików i filtrów, a kiedy tylko porządnych ustawień?

Dławik sieciowy na wyjściu inwertera ogranicza stromość zmian prądu i tłumi część wyższych harmonicznych. Filtr LCL robi to skuteczniej, ale jest bardziej wrażliwy na parametry sieci i wymaga poprawnego strojenia i tłumienia.

Jeżeli problemem jest głównie zniekształcenie prądu i lokalne podbicie harmonicznych, filtry pasywne albo aktywne mogą być właściwym rozwiązaniem.

Filtr pasywny jest prostszy, ale wymaga dobrego dopasowania, bo może wejść w interakcje z siecią. Filtr aktywny jest elastyczny, ale droższy i wymaga sensownego doboru mocy.

W wielu projektach pierwszym krokiem powinny być ustawienia inwertera:

limity THD, strategia sterowania, parametry filtra, tryby regulacji Q.

Czasem problem nie polega na tym, że potrzebujesz nowego żelastwa, tylko na tym, że sterowanie jest ustawione w sposób, który prowokuje układ.

Jeśli chcesz zrozumieć, kiedy dławik jest realnym narzędziem stabilizacji, a kiedy jest tylko łatką na źle dobrany układ, zajrzyj do naszego materiału:

Dlaczego niskostratne transformatory nie potrzebują dławików kompensacyjnych?

Rozbieramy tam na czynniki pierwsze, skąd w ogóle bierze się potrzeba dławików w układach z kompensacją, co zmieniają transformatory niskostratne w bilansie mocy biernej i prądów, oraz jak uniknąć sytuacji, w której dokładanie elementów kompensacyjnych zaczyna tworzyć kolejne problemy zamiast je usuwać.

To tekst dla tych, którzy wolą raz dobrze policzyć i dobrać, niż później stroić instalację w terenie ;-D)(been there, done that…)

Jak dobrać transformator do obciążenia nieliniowego

Transformator dla PV powinien być dobierany nie tylko na moc pozorną, ale też na oczekiwany poziom harmonicznych, udział mocy biernej i warunki chłodzenia.

W praktyce liczy się termika i straty dodatkowe, bo to one decydują, czy urządzenie będzie pracowało stabilnie przez lata, czy będzie żyło na krawędzi swojej izolacji.

Jeżeli przewidujesz istotne odkształcenia prądu, trzeba uwzględnić, że prąd harmoniczny podnosi straty.

Część strat rośnie po prostu z prądem, a część rośnie szybciej, bo wyższe częstotliwości napędzają straty dodatkowe w uzwojeniach i elementach konstrukcyjnych.

Klasyczne podejście mówi wtedy o transformatorach przystosowanych do obciążeń nieliniowych, o marginesie mocy i o świadomym projektowaniu chłodzenia.

To nie jest przewymiarowanie dla sportu. To jest rezerwa termiczna, która ma pozwolić układowi oddychać w realnym profilu pracy, bez stałego dociskania temperatur.

W PV dochodzi jeszcze warstwa, o której rzadko mówi się głośno, dopóki nie zaczyna się polowanie na przyczynę dziwnych prądów i zdarzeń.

To uziemienie i konfiguracja uzwojeń, czyli grupa połączeń.

Wybór grupy wpływa na to, jak zachowują się harmoniczne trzeciego rzędu i składowe zerowe, gdzie mają zamknąć swój obwód i czy w ogóle dostaną do tego warunki.

Jeśli połączenie ma trójkąt po jednej ze stron, część składowych ma gdzie krążyć lokalnie.

Jeśli go nie ma, te same zjawiska potrafią wypłynąć w sieć albo pojawić się jako prądy w miejscach, których nikt nie podejrzewał. To nie jest detal. To jest różnica między instalacją, która jest cicha i przewidywalna, a instalacją, która generuje dodatkowe obciążenia i komplikacje diagnostyczne.

W tym samym koszyku jest przełącznik zaczepów, czyli regulacja napięcia po stronie transformatora.

W projektach PV bywa kuszące, żeby potraktować go jako element jednorazowego ustawienia na uruchomieniu. A on często staje się narzędziem do dopasowania napięć w realnej sieci, z realnymi spadkami i wzrostami, przy realnym sterowaniu mocą bierną.

Jeżeli masz nie ten zakres zaczepów albo nie ten sposób regulacji, możesz skończyć z układem, w którym inwerter za dużo nadrabia regulacją Q, bo transformator jest ustawiony zbyt wysoko lub zbyt nisko względem warunków przyłączenia.

I znowu, to nie musi wyglądać jak jedna spektakularna awaria. Częściej wygląda jak długotrwałe, niepotrzebne obciążanie prądowe i temperatury, które są o kilka stopni wyżej, niż powinny być.

Dlatego dobór transformatora w PV warto traktować jak dopasowanie interfejsu między inwerterem a siecią, a nie jak zakup urządzenia o odpowiedniej mocy na tabliczce.Przgotowaniem do tego jest qanaliza profilu pracy, wymagania co do jakości energii, sterowanie mocą bierną oraz warunki cieplne, a potem dobranie parametrów trafo i konfigurację uzwojeń tak, żeby układ był przewidywalny.

Z naciskiem na to, co najtrudniej odkręca się po uruchomieniu, czyli termikę, interakcje harmonicznych i zachowanie składowej zerowej.

Jeśli masz wątpliwości, chętnie doradzimy, a temat rozwijamy także w tym artykule:

Jaki transformator do małej farmy fotowoltaicznej 50 kW, 100 kW lub 150 kW? Odpowiadamy

5 rozwiązań najważniejszych problemy współpracy trafo i inwertera

Transformator jest fanem czystego sinusa i przewidywalnej roboty.

Inwerter jest edytorem przebiegów: bierze DC, składa AC, reguluje P i Q, gra pod wymagania sieci.

Zwykle to działa pięknie. Schody zaczynają się wtedy, gdy ta cyfrowa finezja zostawia ślady w świecie żelaza: harmoniczne, składowe wysokoczęstotliwościowe, szybkie zmiany prądu, praca na mocy biernej.

Dlatego w PV kluczowe są dwie rzeczy: warunki sieci i sterowanie.

Ponizej podpowiadamy rozwiązania na pięć najczęstszych problemów w związku z tematem.

1. Harmoniczne i odkształcenia prądu, czyli rachunek załadną” elektronikę

Inwertery są nieliniowe z natury. Nawet jeśli na wyjściu mają filtr i wyglądają grzecznie, w praktyce mogą wnosić harmoniczne prądu, szczególnie przy pewnych punktach pracy i konfiguracjach sieci.

Co to robi transformatorowi:
Harmoniczne zwiększają straty w miedzi i w rdzeniu oraz tzw. straty dodatkowe, które w transformatorach rosną szybciej niż liniowo wraz z częstotliwością i odkształceniem.

Efekt końcowy jest nudny i brutalny: wyższa temperatura. A temperatura jest walutą życia izolacji.

Co robić?

Najprostszy ruch to sprawdzić, czy problem jest w ogóle w emisji, czy w rezonansie sieci. Bo czasem inwerter jest „OK”, a sieć robi z jego harmonicznych megafon.

W praktyce pomagają: dobrze dobrane dławiki sieciowe, filtry pasywne, filtry aktywne w większych instalacjach, oraz świadome zarządzanie impedancją widzianą przez inwerter. Przy farmach PV na SN kluczowe bywa też to, jak zaprojektowano rozdział kabli i długości odcinków, bo pojemności kablowe potrafią przesuwać częstotliwości rezonansowe.

2. Moc bierna i sterowanie napięciem, czyli kiedy inwerter pomaga aż za bardzo

Nowoczesne inwertery mają funkcje volt var i volt watt, czyli regulacje zależne od napięcia. Wymagania przyłączeniowe w Europie mocno promują możliwość sterowania mocą bierną i wsparcia napięciowego przez generację rozproszoną.

Co to robi transformatorowi?
Moc bierna sama w sobie nie jest zła. Problem jest wtedy, gdy jej przepływ jest nieprzewidywalny albo zbyt intensywny w stosunku do założeń.

Skutek może być taki: rosną prądy, rosną straty, rośnie spadek napięcia na impedancji transformatora, czasem pojawiają się oscylacje regulacyjne, jeśli kilka urządzeń „walczy” o to samo napięcie.

Rozwiązania w trzech krokach:
Pierwszy poziom to ustawienia inwertera zgodne z wymaganiami i filozofią operatora.

Dokumentacje producentów i wytyczne pod konkretne zasady przyłączeń, na przykład pod VDE AR N 4105 w kontekście niemieckim, pokazują jak istotne są parametry regulacji mocy biernej.

Drugi poziom to koordynacja: jeśli masz kompensację, OLTC w transformatorze, regulacje w inwerterach i jeszcze automatykę w GPZ, to warto zadać jedno przyziemne pytanie: kto tu jest liderem napięcia, a kto tylko wspiera.

Trzeci poziom to pomiar i monitoring: bez rejestracji profilu Q, cos phi i napięcia w czasie nie da się odróżnić normalnej pracy od polowania automatyki na własny ogon.

3. Przegrzewanie transformatora mimo poprawnej mocy znamionowej

To jest klasyk: wszystko “mieści się w kW”, a transformator i tak ma trudniej niż powinien.

Najczęstsze przyczyny:
Po pierwsze harmoniczne i straty dodatkowe, o których była mowa. Po drugie wysoka temperatura otoczenia i warunki chłodzenia, bo stacje PV często stoją w miejscach, gdzie latem powietrze jest jak ciepły kompres. Po trzecie obciążenia dynamiczne: szybkie rampy mocy, cykle dobowo pogodowe, częste zmiany punktu pracy.

Rozwiązania:
Tutaj działa podejście dwutorowe: dobór transformatora z myślą o profilu obciążenia oraz jakość energii. Czasem to oznacza świadome przewymiarowanie, a czasem to oznacza parametry projektowe pod obciążenia odkształcone oraz dobór układu połączeń uzwojeń, który pomaga zamkną” pewne harmoniczne w trójkącie zamiast wypychać je do sieci.

Jeśli chcesz podejść do tematu inżyniersko, ścieżka wygląda tak:

pomiar prądów, analiza widma, obliczenie strat dodatkowych, sprawdzenie temperatur uzwojeń i hotspot, a dopiero potem decyzje o filtrach lub zmianie nastaw.

4. Przepięcia, strome zbocza i napięciowe zaskoczenia w kablach

Inwerter pracuje impulsowo. Kable mają pojemność. Transformator ma indukcyjność. Układ lubi tworzyć oscylacje, a oscylacje lubią pojawiać się wtedy, gdy nikt ich nie zapraszał.

Co się dzieje w praktyce
Przy długich trasach kablowych między inwerterami a transformatorem albo między transformatorem a punktem przyłączenia mogą pojawiać się zjawiska związane z odbiciami falowymi i lokalnymi przepięciami. Do tego dochodzą klasyczne udary z sieci oraz przełączenia, które w PV bywają częstsze, bo automatyka pracuje intensywnie.

Rozwiązania
Ochrona przepięciowa dobrana do realnego miejsca montażu, sensowne uziemienie, kontrola długości kabli i ich parametrów, czasem elementy tłumiące. W większych układach projektanci stosują także rozwiązania, które ograniczają stromość zmian prądu widzianą przez transformator, czyli znowu wracamy do dławików i filtrów, tylko tym razem motywacją nie jest THD, ale ochrona izolacji i ograniczenie szpilek.

5. Punkt wspólny przyłączenia i magia słabego zwarcia

Jest jeszcze jeden niepozorny bohater: moc zwarciowa sieci w punkcie przyłączenia.

Im słabszasieć, tym bardziej widać wpływ inwerterów na napięcie i odkształcenia.

To nie jest wada inwertera. To jest fakt o impedancji systemu.

Rozwiązania
Wykonuje się analizy jakości energii z uwzględnieniem impedancji sieci i alokacji emisji, dokładnie w duchu podejścia z IEC TR 61000-3-6.
Praktycznie oznacza to, że czasem lepiej zainwestować w układ filtracji i koordynację nastaw niż liczyć, że transformator JAKOŚ to zniesie, bo transformator nie jest filtrem harmonicznych.

Proste sposoby, które poprawiają stabilność

Najpierw warto zacząć od diagnozy, czy problem jest prądowy, napięciowy, czy rezonansowy.

Jeśli dominują harmoniczne prądu, celujesz w filtrację i parametry sterowania.

Jeśli napięcie siada lub faluje, patrzysz na impedancję sieci, sterowanie Q i koordynację regulacji.

Jeśli są zdarzenia losowe i nadnapięcia, podejrzenie pada na rezonanse, strojenie filtrów, interakcje z kompensacją i długości kabli.

Potem robisz porządek w sterowaniu: ustawienia inwerterów, spójne krzywe regulacyjne, brak konfliktu między kompensacją a inwerterem, kontrola ramp mocy i ograniczeń.

Następnie dobór i weryfikacja transformatora pod realny profil pracy.

Jeżeli z danych wynika, że prądy i straty dodatkowe są wysokie, rozwiązaniem bywa transformator o lepszej termice, innym zakresie dopuszczalnych odkształceń albo po prostu właściwie dobranym marginesie.

Na końcu dopiero dokładasz sprzęt filtracyjny tam, gdzie ma to policzalny sens: dławiki, filtry LCL, filtry pasywne lub aktywne, czasem korekta kompensacji i zabezpieczeń.

Odpowiedzi na najczęsciej zadawane pytania,

Czy inwerter fotowoltaiczny może przyspieszać starzenie transformatora?

Tak, jeśli do sieci trafiają harmoniczne prądu, składowa stała lub źle ustawiona moc bierna, transformator może grzać się bardziej niż wynika z samej mocy czynnej.

Jaki jest najczęstszy problem PV na transformatorze?

Niespodzianki jakości energii: harmoniczne, wahania napięcia oraz praca mocy biernej sterowana przez inwertery.

Czy filtr albo dławik naprawdę robi różnicę?

Tak, bo ogranicza prądy odkształcone i strome zbocza prądowe, które podnoszą straty i temperaturę w uzwojeniach.

Co jest ważniejsze: moc transformatora czy jego odporność na odkształcenia?

W praktyce oba. Sama rezerwa kVA pomaga, ale liczy się też projekt pod obciążenia nieliniowe i warunki sieciowe.

Jakie normy pomagają ustalać limity harmonicznych i wymagania przyłączeniowe?

W Europie często punktem odniesienia są wymagania przyłączeniowe oparte o EN 50549 oraz zasady kompatybilności i oceny emisji harmonicznych z IEC 61000-3-6.

Styk inwertera PV i transformatora jest trochę jak skrzyżowanie w dużym mieście

Na papierze zasady są proste, ale w realu liczy się natężenie ruchu, jakość nawierzchni i to, czy sygnalizacja jest ustawiona pod prawdziwe godziny szczytu.

W fotowoltaice te godziny szczytu powtarzają się codziennie, a jakość energii, sztywność sieci i nastawy zabezpieczeń potrafią zmienić zwykłą instalację w układ wymagający mądrej koordynacji.

Dobra wiadomość jest taka, że większość trudnych tematów da się ogarnąć bez nerwów, jeśli podejdziesz do tego systemowo.

Najpierw zrozumienie, co tak naprawdę dzieje się w prądach i napięciach.

Potem pomiar i monitoring PQ, żeby mówić językiem danych, nie wrażeń.

Na końcu decyzje projektowe, które robią różnicę.

Sensowna filtracja, rozsądne sterowanie mocą bierną, dopasowanie do warunków sieci i transformator dobrany pod realny profil pracy, a nie tylko pod tabliczkę znamionową.

Jeśli jesteś na etapie doboru transformatora do PV albo chcesz uspokoić eksploatację istniejącej instalacji, zapraszamy do zapoznania się z naszą ofertą.

Dla niskostratnych transformatorów olejowych MarkoEco2, zgodnych z EcoDesign2 ——> zajrzyj tutaj,

dla TeoEco2, transformatorów żywicznych Tier2 ——> tutaj

W obu przypadkach chętnie pomożemy dobrać rozwiązanie pod Twoje warunki sieciowe, wymagania przyłączeniowe i sposób pracy inwerterów.

Rozwijamy też te tematy na LinkedIn, bardziej od kuchni i bardziej operacyjnie. Jeśli lubisz konkrety, obserwuj nas na LinkedIn i dołącz do rozmowy.

Dzięki za wspólną podróż przez temat, który na pierwszy rzut oka wygląda jak detal, a w praktyce decyduje o stabilności całej farmy.

Jesteśmy ludźmi dla ludzi i najlepiej pracuje nam się w partnerstwie, gdy po obu stronach jest ciekawość, precyzja i chęć zrobienia tego porządnie.

Źródła:

IEC TR 61000-3-6. Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 3-6: Limits - Assessment of emission limits for the connection of distorting installations to MV, HV and EHV power systems

Technical Requirements of Photovoltaic Inverters for Low Voltage Distribution Networks, K. Chmielowiec, Ł. Topolski, M. Dutka, A. Piszczek, Z. Hanzelka, T. Rodziewicz via MDPI

IEEE Standard for Harmonic Control in Electric Power Systems