Masowe instalowanie źródeł odnawialnych w sieci niskiego napięcia powoduje powstawanie zjawisk, które mogą prowadzić do zakłóceń jakości dostaw energii elektrycznej do odbiorców.
Do najczęściej występujących problemów związanych ze znacznym udziałem źródeł fotowoltaicznych w sieci nn należą m.in:
- przekroczenia dopuszczalnych poziomów napięć fazowych podczas generowania mocy czynnej,
- wyłączanie, a następnie włączanie się falowników w mikroinstalacjach PV w sposób spontaniczny i niekontrolowany, co powoduje okresowe wzrosty i spadki napięcia,
- niesymetria napięć i znaczna wartość prądu w przewodzie neutralnym.
Środkami zaradczymi może być m.in. zwiększenie przekroju przewodów poprzez ich wymianę, zastosowanie transformatora SN/nn z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów (OLTC) i automatyką jego działania na podstawie pomiarów w głębi sieci lub też aktywne oddziaływanie na falowniki w mikroinstalacjach. Ten ostatni sposób wymaga zapewnienia skutecznych możliwości realizacji zarówno od strony prawnej, jak i technicznej.
W niniejszym artykule przedstawiono uwarunkowania prawne i techniczne zmierzające do zapewnienia skutecznego zarządzania mikroinstalacjami PV, a tym samym minimalizacji ich niekorzystnego wpływu na jakość dostaw energii elektrycznej. W zakresie rozwiązań technicznych opisano komunikację z tymi źródłami w sposób zgodny ze specyfikacją SunSpec.
Stan prawny wymagań dla mikroinstalacji PV
Mikroinstalacje PV obecnie przyłączane do sieci powinny być zgodne z kodeksem sieciowym NC RfG (Network Codes – Request for Generators) ustanowionym rozporządzeniem UE 2016/631 z dnia 14.04.2016 roku, określającym wymogi w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci. Od 27 kwietnia 2019 roku państwa członkowskie UE wymagają spełnienia tych wymogów (w różnych formach), chociaż część z nich nadal pracuje nad określeniem własnych, bardziej szczegółowych wymagań. Będą one oparte na normach europejskich EN 50549-1 oraz EN 50549-2, które w Polsce zostały wprowadzone jako:
- PN-EN 50549-1:2019-02 – w dniu 22 lutego 2019 roku w odniesieniu do sieci dystrybucyjnej nn,
- PN-EN 50549-2:2019-04 – w dniu 12 kwietnia 2019 roku w odniesieniu do sieci dystrybucyjnej SN.
Pierwsza z w/w norm zastępuje dotychczas stosowaną normę PN-EN 50438:2014. Porównanie norm PN-EN 50549-1 i PN-EN 50549-2 z wymogami NC RfG dostępne jest na stronach PTPiREE.
W naszym kraju do 27 kwietnia 2021 roku dopuszczalne jest zadeklarowanie zgodności z NC RfG, natomiast po tej dacie wymagana będzie zgodność z NC RfG potwierdzona certyfikatem wydanym przez autoryzowaną jednostkę certyfikującą.
Krajowi operatorzy sieci dystrybucyjnej opublikowali w 2020 roku swoje wymagania dotyczące modułów wytwarzania energii typu A (tj. o mocy od 0,8 kW do 200 kW) pt. ,,Zbiór wymagań dla modułów wytwarzania energii typu A, w tym mikroinstalacji’’. W zakresie zarządzania tymi modułami (jednostkami wytwórczymi) konieczna jest możliwość:
- zaprzestania generacji mocy czynnej w ciągu pięciu sekund od przyjęcia polecenia w porcie wejściowym,
- przyjęcia od OSD polecenia ograniczenia generacji mocy czynnej do sieci elektroenergetycznej oraz polecenia zaprzestania generacji mocy czynnej do sieci elektroenergetycznej – w odniesieniu do mikroinstalacji o mocy większej niż 10 kW.
Spełnienie tych wymagań obwarowane jest dostarczeniem przez OSD urządzenia sterującego oraz wyposażeniem instalacji PV – a dokładnie falownika – w port wejściowy RS485 umożliwiający sterowanie zgodnie z protokołem SunSpec.
Interfejs komunikacyjny w falownikach PV
Aktywne zarządzanie generacją PV od strony technicznej sprowadza się do monitorowania i sterowania pracą falowników, co pozwala m.in. na:
- maksymalizację generowanej mocy czynnej w segmencie sieci przy zachowaniu dopuszczalnego poziomu napięć w sieci nn,
- zwiększenie możliwości przyłączania mikroźródeł PV bez kosztownych inwestycji w rozbudowę sieci – głównie zwiększenie przekrojów przewodów,
- minimalizację konieczności okresowego wyłączania instalacji PV wskutek skoków napięcia w sieci nn ponad dopuszczalny poziom,
- zmniejszenie strat przesyłowych w sieci dystrybucyjnej SN dzięki maksymalizacji lokalnej generacji energii,
- pozyskiwanie wielu istotnych dla zarządzania siecią informacji, takich jak wartości napięć fazowych czy też natężenia promieniowania słonecznego, wykorzystywanego w obliczeniach związanych z dynamiczną obciążalnością linii napowietrznych,
- rozbudowę instalacji PV o lokalne magazyny energii zmniejszające zużycie energii w szczycie.
Celowe jest wykorzystanie specjalizowanego protokołu umożliwiającego realizację wymienionych funkcji, niezależnie od producenta danego falownika, o ile będzie on zgodny z tym protokołem. W odniesieniu do falowników PV taki protokół to SunSpec, opracowany i rozwijany przez organizację SunSpec Alliance.
Monitorowanie i sterowanie pracą falowników jest realizowane poprzez interfejs komunikacyjny, w który wyposażony został falownik. Obecnie producenci stosują różne rozwiązania tych interfejsów, zarówno pod względem fizycznym, jak i logicznym.
Różnorodność interfejsów pod względem fizycznym dotyczy takich cech jak:
- Typ portu komunikacyjnego. Do najczęściej spotykanych należą RS485, Ethernet, WiFi, USB.
- Zasilanie urządzenia komunikacyjnego dołączanego do portu komunikacyjnego. Spotykane rozwiązania (lub ich brak) to np. okrągła wtyczka czteropinowa (RS485 A, RS485 B, 0V, +5V), gniazdo RJ45 z naprzemiennie ułożonymi pinami RS485 A i RS485 B, złącze DB9 zgodne z RS232 z pinem zasilającym (pin 9, +5V). Występują także producenckie, niestandardowe złącza.
Różnorodność interfejsów pod względem logicznym dotyczy takich cech jak:
- Typ dostępnego na danym interfejsie protokołu komunikacyjnego Modbus, tzn. TCP w przypadku złącz Ethernet, RTU dla złącz szeregowych – najczęściej z prędkościami 9600 lub 115200.
- Sposób dostępu do rejestrów Modbus, tj. wykorzystanie funkcji tego protokołu, takich jak typowo stosowane 0x3 (Read Holding Registers), 0x4 (Read Input Registers), 0x5 (Write Single Coil), 0x6 (Write Single Holding Register).
Model danych falownika dostępny poprzez protokół Modbus może być zgodny ze specyfikacją SunSpec poprzez unormowane bloki danych, jednakże równie często spotykane są modele danych arbitralnie opracowane przez danego producenta – takie falowniki są wówczas niezgodne z protokołem SunSpec.
Dla zapewnienia komunikacji systemu centralnego z danym falownikiem konieczne jest zastosowanie zewnętrznego urządzenia komunikacyjnego zgodnego od strony fizycznej i logicznej z interfejsem falownika. Urządzenie to wymaga zasilania – albo z sieci 230 V, albo bezpośrednio z falownika (o ile jest dostępne) oraz modułu komunikacyjnego umożliwiającego łączność z systemem centralnym, monitorującym i zarządzającym pracą danej instalacji fotowoltaicznej. Najczęściej stosowane jest urządzenie komunikacyjne wykorzystujące połączenie WiFi z lokalnym punktem dostępowym, z wyjściem do Internetu; spotykane są także rozwiązania wykorzystujące sieć komórkową lub komunikację PLC.
Interesujące i technicznie uzasadnione jest aktywne zarządzanie generacją PV z wykorzystaniem techniki PLC. Urządzenie komunikacyjne jest widziane przez koncentrator danych systemu AMI jako kolejny węzeł PLC, z którym możliwa jest komunikacja – czyli odczyt i zapis określonych obiektów COSEM (urządzenia zgodne z PRIME, G3-PLC) lub tabel ANSI C12 (urządzenia zgodne z OSGP). Istotną zaletą wykorzystania PLC do łączności z falownikami jest całkowity brak kosztów bieżących związanych z transmisją danych, ponieważ jest ona realizowana bezpośrednio za pośrednictwem linii energetycznej.
Specyfikacja SunSpec
Specyfikacja SunSpec definiuje protokół komunikacji wysokiego poziomu, który realizuje określone funkcje sterowania falownikami, a także magazynami energii.
Wybrane komendy specyfikacji SunSpec dotyczące sterowania falownikami oraz magazynami energii przedstawiono na rysunku 1.
Do najczęściej implementowanych w falownikach komendach SunSpec należą:
- INV1 – całkowite wyłączenie/włączenie generacji mocy czynnej,
- INV2 – zmiana poziomu generowanej mocy czynnej,
- INV3 – sterowanie generacją mocy biernej.
Aby dane funkcje mogły być wykonane, konieczne jest odwzorowanie tego protokołu na protokół niższego poziomu, specyficzny dla danego falownika. Najczęściej jest nim przemysłowy protokół komunikacyjny Modbus.
Specyfikacja Modbus nie określa, które dane znajdują się pod konkretnymi rejestrami. Obszary danych muszą być zdefiniowane dla konkretnego urządzenia w profilach Modbus. Dzięki znajomości takiego profilu Modbus, specyficznego dla danego urządzenia, klient Modbus (ang. Modbus slave) – czyli np. system sterujący – może uzyskać dostęp do danych udostępnianych przez dany falownik pełniący rolę serwera (ang. Modbus master). Organizacja modelu danych falownika, czyli rejestrów zawierających określone dane, jest w gestii producenta. Rysunek 2 przedstawia odwzorowanie niewielkiego fragmentu danych wymaganych specyfikacją SunSpec na rejestry Modbus przykładowego falownika – zgodnie z dokumentacją opublikowaną przez producenta.
SunSpec Alliance publikuje – oprócz samej specyfikacji protokołu SunSpec – zestaw przypadków testowych umożliwiających sprawdzenie zgodności danego falownika ze standardem w zadanym zakresie. Procedurę testową badającą zgodność danego falownika ze specyfikacją SunSpec można przeprowadzić za pomocą oprogramowania SunSpec Validation Platform lub innych wyspecjalizowanych narzędzi.
Na rynku dostępnych jest kilkadziesiąt modeli falowników PV z certyfikatem zgodności ze specyfikacją SunSpec. Zgodność ze specyfikacją SunSpec jest deklarowana przez producenta w dokumencie PICS (Protocol Implementation Conformance Statement). PICS określa szczegóły konkretnej implementacji i służy do weryfikacji zgodności ze specyfikacją SunSpec poprzez odpowiednie przeprowadzenie procedury testowej.
Cyberbezpieczeństwo falowników
Oferowane obecnie przez producentów falowników rozwiązania umożliwiające monitorowanie instalacji wykorzystują typowo urządzenia komunikacyjne dołączane do falowników i instalowane w sieci lokalnej klientów. Komunikują się one z serwerami producentów falowników, przesyłając dane dotyczące funkcjonowania falownika oraz jednocześnie dane dotyczące sieci elektroenergetycznej.
Typowo urządzenia dołączane do falowników nie mają żadnych certyfikatów bezpieczeństwa i nie zostały poddane audytowi bezpieczeństwa – a mimo to instalowane są bezpośrednio w sieciach lokalnych klientów, będąc de facto zupełnie obcym urządzeniem zainstalowanym za firewallem chroniącym taką sieć, tj. wewnątrz sieci domowej lub firmowej.
Podłączając producenckie urządzenie do monitorowania pracy falownika ujawniamy następujące informacje:
- SSID oraz hasło do WiFi – w przypadku wykorzystania urządzenia monitorującego z interfejsem WiFi,
- adresacja IP sieci wewnętrznej, adres routera/firewalla,
- dane o sieci elektroenergetycznej – napięcia fazowe w sieci, aktualną częstotliwość sieci,
- informację o niezawodności sieci nn poprzez monitorowanie wyłączenia/włączenia zasilania AC – możliwe oszacowanie SAIDI i SAIFI,
- dane pogodowe – profile natężenia promieniowanie słonecznego
- w miejscu instalacji poprzez przeliczenie prądów w łańcuchach (stringach) DC proporcjonalnych do natężenia tego promieniowania,
- współrzędnie miejsca instalacji GPS (o ile użytkownik je podał lub nastąpiło ,,podanie domyślne’’) – można je także zgrubnie pozyskać za pomocą adresacji IP i serwisu typu IP2Geo.
Zagrożenie bezpieczeństwa informatycznego należy wiązać z faktem, że urządzenie monitorujące może aktywnie nawiązać połączenie szyfrowane VPN na zaprogramowany adres – nawet zza firewalla prosumenta, stając się w pełni sterowalnym urządzeniem, które np. umożliwia:
- skanowanie sieci wewnętrznej,
- przełamywanie zabezpieczeń urządzeń w sieci LAN, takich jak przełączniki sieciowe i drukarki – typowo wykorzystujące hasła domyślne,
- przełamywanie zabezpieczeń lokalnych komputerów, w tym serwerów – np. ekstrakcja plików z folderów sieciowych i wysłanie na zadany adres,
- realizację ataków DDoS na cele wewnętrzne lub zewnętrzne poprzez funkcjonalne zagregowanie wielu urządzeń monitorujących,
- inne ataki w zależności od celu i poziomu wiedzy hakerów.
Praktycznie wszystkie falowniki realizują komendę włącz/wyłącz (connect/disconnect), czyli SunSpec INV1 (lub ekwiwalent funkcjonalny) poprzez interfejs RS485 (ewentualnie Ethernet/WiFi/USB). Do tego samego interfejsu jest podłączane urządzenie monitorujące, a zatem może ono być wykorzystane do ataku mającego na celu wyłączenie falownika lub zmianę jego nastaw.
Zmasowane, skoordynowane wyłączenie falowników stanowi istotne zagrożenie dla stabilności sieci elektroenergetycznej. Stan zagrożenia blackoutem dla systemu elektroenergetycznego zaczyna się przy spadku częstotliwości poniżej 49,80 Hz. Spadek taki może być spowodowany przez nagły ubytek mocy w systemie o około 2500 MW. Szacowana łączna moc krajowych instalacji fotowoltaicznych na koniec 2020 roku wyniosła blisko 3500 MW – wzrost o 150 proc. w stosunku do końca 2019. W szczytowym momencie, 12 sierpnia 2020 roku, generacja PV wynosiła 1609 MW, osiągając około 71 proc. zainstalowanej wówczas łącznej mocy PV. Uwzględniając fakt, że mikroinstalacje stanowią obecnie 70 proc. całkowitej mocy PV, skoordynowane zaburzenie ich pracy – a zwłaszcza jednoczesne wyłączenie – może istotnie naruszyć stabilność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, zwłaszcza w obliczu dalszego dynamicznego rozwoju energetyki słonecznej.
Wnioski
Zwiększenie liczby generacji PV na sieci niskiego napięcia wymagać będzie wdrożenia adekwatnych rozwiązań umożliwiających działanie prosumenckich instalacji PV bez nadmiernych perturbacji – zwłaszcza czasowego odłączenia od sieci wskutek ponadnormatywnego wzrostu napięcia.
W celu ograniczenia występowania takich zjawisk, w odniesieniu do falowników PV stosowane są rozwiązania o różnym poziomie zaawansowania:
Działające autonomicznie – przede wszystkim odpowiednie charakterystyki napięciowo-mocowe lub częstotliwościowo-mocowe, zgodnie z którymi działają falowniki.
Autonomiczne, ale z możliwością okresowych zdalnych lub lokalnych zmian charakterystyk i nastaw falowników – np. poprzez aktualizację oprogramowania systemowego danego falownika lub zmianę ustawień z poziomu lokalnego interfejsu użytkownika.
Centralnie koordynowane umożliwiające monitorowanie i sterowanie pracą falowników, na trzy podstawowe sposoby przewidziane w specyfikacji SunSpec, tzn chwilowe całkowite wstrzymanie generacji mocy czynnej (komenda INV1), ograniczenie jej poziomu (INV2), rozpoczęcie generowania mocy biernej (INV3).
Aleksander Babś, Advant Sp. z o.o.
Źródła:
1. https://www.operator.enea.pl/grupaenea/o_grupie/materialy-enea-operator/zbior-wytycznych.pdf
2. https://www.mschoeffler.de/2019/11/02/sunspec-tutorial-part-i-modbus/
3. SunSpec specifications http://www.sunspec.org
4. Johnson J., Ablinger R., Bruendlinger R., Fox B., Flicker J. (2017) Interconnection Standard Grid-Support Function Evaluations using an Automated Hardware-in-the-Loop Testbed, IEEE PVSC, Washington.
5. Brundlinger R., Ablinger R., Miletic Z. (2016) AIT Smart Grid Converter (SGC) controller featuring SunSpec protocol support utilizing Hardware-in-the-Loop (HIL) technology, SunSpec Meeting.
6. Design of a Prototype for Inverter Monitoring with SunSpec Modbus Protocol, Ulysse Boudier, Master of Science Thesis, KTH School of Industrial Engineering and Management, 2018.
7. Johnson J., Brundlinger R., Urrego C., Alonso R. (2014) Collaborative development of automated advanced interoperability certification test protocols for PV smart grid integration. EU PVSEC, Amsterdam, Netherlands.
8. Porównanie norm PN-EN 50549-1 i PN-EN 50549-2 z wymogami NC RfG, Warszawa, wrzesień 2019.
9. SunSpec Modbus Interface, SunSpec Alliance.
10. SunSpec Technology Overview, SunSpec Alliance Interoperability Specification.
11. SunSpec Information Model Specification, SunSpec Alliance Interoperability Specification.
12. SunSpec Inverter Models, SunSpec Alliance Interoperability Specification.
