Domowa fotowoltaika kontra sieć. Dlaczego prosumenci zaczynają być problemem dla operatorów?

• Największym problemem nie jest już brak energii, lecz jej nadmiar w środku dnia. Mikroinstalacje produkują najwięcej wtedy, gdy zapotrzebowanie w domach jest relatywnie niskie.
• Sieci niskiego napięcia były projektowane do dostarczania energii, a nie jej masowego odbioru z dachów. Odwrotny przepływ mocy powoduje wzrost napięcia, przeciążenia i wyłączanie falowników.
• Bez modernizacji sieci, magazynów energii i inteligentnego sterowania problem będzie narastał. Każdy kolejny kilowat PV może być korzyścią, ale tylko wtedy, gdy system potrafi go bezpiecznie wykorzystać.

Ciągły wzrost zainteresowania odnawialnymi źródłami energii oraz dynamiczny przyrost mocy zainstalowanej w instalacjach fotowoltaicznych powodują coraz większe wyzwania związane z utrzymaniem stabilnej pracy oraz odpowiedniej jakości energii w sieci elektroenergetycznej. W okresach wysokiej generacji energii słonecznej Polskie Sieci Elektroenergetyczne coraz częściej są zmuszane do ograniczania produkcji w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego. 

Dzieje się to kosztem farm słonecznych, na produkcję których PSE ma wpływ. Ograniczanie pracy dużych farm poprzez “nierynkowe redysponowanie mocy” staje się coraz częściej stosowanym narzędziem stabilizacji systemu. Jednak z perspektywy sieci elektroenergetycznej to nie farmy PV, ale mikroinstalacje prosumenckie zaczynają być większym problemem, bo operator systemu praktycznie nie ma wpływu na ich bieżącą pracę.

Dlaczego mikroinstalacje są większym problemem niż farmy PV

Jednym z większych problemów, z którymi zmagają się w ostatnim czasie operatorzy systemu, są nadwyżki produkcji energii elektrycznej w środku dnia - instalacje fotowoltaiczne działają pełną mocą, a lokalnie nie ma komu tej energii zużyć. PSE może wyłączyć wielkie farmy poprzez mechanizm nierynkowych redysponowań mocy, natomiast na dziesiątki tysięcy małych instalacji przydomowych (prosumenckich) nie ma już bezpośredniego wpływu. Przy wprowadzaniu systemu prosumenckiego mało kto zakładał, że mikroinstalacje będą realnym zagrożeniem dla bezpieczeństwa pracy sieci, w założeniach miały raczej „odciążać” system. 

Rzeczywistość okazała się jednak bardziej skomplikowana. Mikroinstalacje fotowoltaiczne osiągają najwyższą produkcję energii elektrycznej w godzinach południowych, gdy zapotrzebowanie gospodarstw domowych jest relatywnie niskie, bo domownicy są poza domem. Wtedy pojawia się bardzo praktyczne pytanie: co zrobić z tą energią, żeby ją odebrać, nie przeciążyć sieci i jednocześnie nie wyłączać falowników na każdym rogu?

Sieć była projektowana na dostarczanie energii, a teraz musi ją odbierać

Tradycyjnie sieć elektroenergetyczna była projektowana w bardzo prosty sposób - miała dostarczyć energię elektryczną od elektrowni, przez sieć przesyłową i dystrybucyjną, aż do odbiorcy końcowego. Ten system sprawdzał się przez dziesięciolecia i nie generował poważniejszych problemów, pod warunkiem że energia płynęła tylko w jednym kierunku. Pojawienie się mikroinstalacji, czy to fotowoltaicznych, czy wiatrowych, zmienia zasady gry. Klasyczny model przestaje działać i nagle okazuje się, że sieć elektroenergetyczna ma odbierać energię elektryczną o niskim napięciu, podwyższać to napięcie w stacji transformatorowej i przesyłać ją dalej w górę sieci.

Odwrotny przepływ mocy powoduje przeciążanie linii dystrybucyjnych i nadmierne straty energii, szczególnie w starych, „cienkich” liniach na terenach wiejskich. Jednocześnie transformatory w stacjach SN/nN nie były projektowane z myślą o długotrwałej pracy przy dużym, zmiennym przepływie zwrotnym. Dochodzą do tego problemy z automatyką zabezpieczeniową, która wykrywa przekroczenia dopuszczalnego napięcia spowodowane lokalnym „pompowaniem” energii do sieci i zaczyna wyłączać mikroinstalacje, aby obniżyć napięcie.

Problemem jest nadmiar energii, a nie jej niedobór

Jednym z najczęstszych skutków dużego nasycenia sieci mikroinstalacjami fotowoltaicznymi jest lokalny wzrost napięcia. Szczególnie wyraźnie widać to na obszarach wiejskich oraz na końcach długich linii niskiego napięcia, gdzie impedancja przewodów jest stosunkowo duża, a stan infrastruktury często pozostawia wiele do życzenia. Sieci nN były projektowane na jedno źródło zasilania „z góry”, co ułatwiało regulację napięcia. Można było podnieść je na transformatorze i mieć względną pewność, że u odbiorcy zmieści się ono w przedziale 230 V ± 10%. 

W momencie, gdy na końcu linii pojawia się kilkanaście lub kilkadziesiąt źródeł w postaci mikroinstalacji, sieć przestaje dobrze reagować na klasyczne metody regulacji i, mówiąc wprost, zaczyna się „bronić” odłączaniem instalacji. Częste załączanie i wyłączanie falowników prowadzi do dodatkowych wahań napięcia, zwiększa obciążenie transformatorów oraz układów regulacyjnych i przekłada się na realne straty energii oraz krótszą żywotność sprzętu.

• Zobacz również: AI i centra danych pożerają prąd, a ciepło ucieka. Czy Europa marnuje energię?

A co z jakością energii?

Dodatkowym, mniej na pierwszy rzut oka widocznym problemem jest pogorszenie jakości energii w lokalnych sieciach niskiego napięcia. Małe instalacje prosumenckie bardzo często pracują jako jednofazowe, przez co pojawia się asymetria obciążeń i przesunięcie napięć między fazami. Falowniki, mimo że spełniają wymagane normy, wprowadzają dodatkowo wyższe harmoniczne napięcia i prądu. 

Większość właścicieli instalacji PV dąży też do pracy przy cos φ bliskim jedności, żeby maksymalizować produkcję energii czynnej, co jest całkowicie zrozumiałe z punktu widzenia inwestora, ale mniej korzystne z perspektywy sieci. W praktyce oznacza to, że zapotrzebowanie na moc bierną nadal musi w większości pokryć operator, a transformatory pracują przy niższym współczynniku mocy i rosnących stratach.

I co dalej z tym zrobić?

W efekcie problemem współczesnej sieci nie jest już tylko brak mocy w godzinach szczytu, ale coraz częściej nadmiar energii w środku dnia, w miejscu, gdzie infrastruktura nie jest przygotowana na jej odbiór i „upchanie” dalej. W słoneczne dni napięcia w lokalnych sieciach nN rosną powyżej dopuszczalnych wartości, falowniki zaczynają się wyłączać, a operator zamiast korzystać z darmowej zielonej energii musi gasić pożary w postaci odłączanych źródeł i rosnącej liczby reklamacji od prosumentów. Do tego dochodzą niesymetria faz, większa zawartość harmonicznych oraz gorsze warunki pracy transformatorów.

Bez modernizacji sieci, wdrożenia bardziej inteligentnego sterowania pracą falowników, lokalnych magazynów energii oraz elastycznego zarządzania popytem, każdy kolejny kilowat mocy zainstalowanej na dachu będzie coraz częściej oznaczał nie dodatkową korzyść, ale kolejne wyzwanie dla systemu zwłaszcza na poziomie niskiego napięcia, gdzie cała ta rewolucja energetyczna tak naprawdę się materializuje.

Źródła:
- Tobnaghi, D.M., & Vafaei, R. (2016). The impacts of grid-connected photovoltaic system on distribution networks – a review. 11, 3564–3570.
- Kurdyła, R. (2022). Wpływ instalacji fotowoltaicznych na stan pracy sieci dystrybucyjnej. Zeszyty Naukowe Politechniki Rzeszowskiej. Elektrotechnika, 39, 21–32.

Materiał został przygotowany przez Studenckie Koło Naukowe Energetyki przy SGH
Kacper Kubacki