Solcelleanlægs indflydelse på lavspændingsnettet PVNET.dk

Transkript

1 MAKING MODERN LIVING POSSIBLE Solcelleanlægs indflydelse på lavspændingsnettet NET.dk

2 Som en konsekvens af at det er blevet mere attraktivt at opsætte solcelleanlæg vil mængden også stige i de kommende år. Således var der ved udgangen af 2012 installeret mere end 400 MW solcelleanlæg i lavspændingsnettet (elnettet). Prisen for et 6 kw solcelleanlæg var i gennemsnit faldet med over 40% i løbet af 2012 til et niveau på omtrent kr/kw. Den øgede mængde af decentral el-produktion i elnettet medfører et paradigmeskift, da strømmen nu skal til at løbe i begge retninger. Der stilles derfor ofte spørgsmål til den fremtidige drift af elnettet, for at kunne være forberedt på en massiv udrulning af solcelleanlæg. Danfoss Solar Inverters, Danmarks Tekniske Universitet (DTU), EnergiMidt og Østkraft benytter derfor lejligheden til at besvare nogle af disse spørgsmål, for at gøre integrationen af solcelleanlæg i elnettet så smertefri som muligt. Dette gøres ved hjælp af forskellige forsknings- og demonstrationsprojekter og ved at deltage i standardiseringsarbejde og lignende aktiviteter. Solcelleanlæg i lavspændingsnettet Der kan opstå flere tekniske udfordringer, når mængden af solcelleanlæg i elnettet øges: Overspænding hos slutbrugeren Overbelastning af infrastrukturen (distributionstransformere og kabler) Spændingsubalance Harmoniske spændinger og flicker Fejlslagen udkobling af kortslutninger Baseret på en undersøgelse blandt danske netselskaber, er de mest presserende spørgsmål overspænding, overbelastning af infrastrukturen og spændingsubalance. Formålet med denne undersøgelse er, at analysere de to første og vigtigste emner, som i høj grad er indbyrdes afhængige. Tredje og fjerde punkt er allerede undersøgt af Danfoss Solar Inverters i referencerne [1] og [10] og medtages derfor ikke her. En omfattende analyse foretaget af Dansk Energi, der inkluderer over 1100 udføringer, viser at ca. 0,4% af alle undersøgte udføringer vil opleve problemer med overspænding, når solcellepenetrationen er omtrent 700 W per husstand på udføringerne [2]. 700 W pr husstand plus hvad der måtte blive installeret på etage ejendomme, offentlige bygninger samt erhvervsbygninger, svarer til en samlet dansk kapacitet på 3500 MW, som forventes at være installeret i Danmark i 2030 [3]. Fordobles antallet af solcelleanlæg til i alt 7000 MW vil der være problemer med overspænding ved omkring 0,6% af alle udføringerne [2]. En solcellepenetration på mindst 5000 MW anses som optimal i fremtidens energimiks [4], [5] og 7000 MW kan dække cirka 20% af det årlige danske elektricitetsforbrug og dække cirka 100% af spidsbelastningen. Rundt regnet er der distributionstransformerer i Danmark, dvs. at installeres der 7000 MW solceller svarer det til at installere 100 kw pr distributionstransformer, som også er den typiske mindste distributionstransformer, der anvendes i Danmark. Der er allerede flere løsningsforslag til at klare overspændingsfænomenet ved høj solcellepenetration i elnettet: Spændingsregulering ved hjælp af reaktiv effekt fra solcelleanlæggene Begrænsning af aktiv effekt fra solcelleanlæggene Opgradering af kabler og distributionstransformerer Batterier og energibuffer ved solcelleanlæggene Spændingsregulering på sekundærsiden af distributionstransformeren ved hjælp af transformatorregulator (Sæsonmæssige) ændringer i distributionstransformerens indstilling Energistyringssystem / belastningsregulering hos brugerne En af de nemmeste metoder til spændingsregulering i elnettet er reaktiv effekt fra solcelleinverterne, på grund af deres fleksibilitet [6]. Nye invertere har følgende muligheder for spændingsregulering: konstant effektfaktor (PF), konstant reaktiv effekt Q, Q(U) regulering og PF(P) styring, mere om dette senere. Begrænsning af den aktive effekt fra solcelleanlæg ser umiddelbart ud til at være en nem måde at afbøde overspændinger på, og den er undersøgt af flere forskere og netselskaber [7]. Dog kan ejeren af solcelleanlægget ikke vurdere den økonomiske indflydelse af denne reguleringsmetode, hvorfor den bør undgås. En interessant konklusion er: I første omgang ser det ud til, at lokal eller central regulering af reaktiv effekt er den bedste løsning af de mulige strategier. Begrænsning af aktiv effekt vil først blive aktiveret, når reaktiv udligning ikke længere er tilstrækkelig til at undgå overspændinger. [7]. Danfoss Solar Inverters anbefaler også denne metode. Før i tiden bidrog solcelleinvertere ikke til spændingsreguleringen, og en typiske måde at forøge net-kapaciteten på var, at opgradere distributionstransformerer til en større effekt eller ved at forstærke elnettet ved at tilføje parallelle linjer eller udskifte gamle linjer med nye med højere kapacitet. Ifølge undersøgelsen Connecting the Sun udført af det Europæiske solcelle-industriforbund (European Photovoltaic Industry Association - EPIA) [8] og forskning ved Fraunhofer [9], er omkostningerne ved de her beskrevne metoder, når de anvendes på et typisk elnet (250 kva distributionstransformer med 122 husstande og solcellekapacitet på 180 kw): Begrænsning af aktiv effekt til 70% af den installerede kapacitet: DKK/år Opgradering af netværk: DKK/år Reaktiv effekttilførsel: DKK/år forudsat at den maksimale tolererede belastning af transformer og kabler er 150% af den nominelle effekt og spændingen ved tilslutningspunktet holdes under 103%, når et nyt solcelleanlæg installeres [9]. Nogle elnet vil naturligvis opnå en højere andel af solcelleanlæg, og dermed stiger sandsynligheden for at de nævnte problemer opstår i de lokale udføringer.

3 Metoder Værtskapaciteten for det undersøgte elnet bestemmes ved at se på spændingskriteriet på ±10% af nominel spænding ved yderste kabelskab, defineret efter EN50160, og ved at se på overbelastning af elnettets komponenter (transformere og kabler), for hver time over et år. Dette analyseres ved hjælp af simuleringsværk tøjet Power Factory DIgSILENT. Solcellepenetrationen øges i trin af 0,5 kw per husstand indtil grænserne er nået. Simuleringsmodellen omfatter kun trefasede symmetriske forbrugere og invertere. En simpel model af solcelleinverterne er implementeret ved hjælp af trefaset AC strømkilde og to algoritmer til spændingsregulering. Det antages at alle solcelleanlæg vender stik syd og har en hældning på 45 fra vandret, se Figur 1. Dette anses for at være det værst tænkelige scenario, da den højeste el-produktion fra solcelleanlæggene opnås på solrige dage ved middagstid med sydvendte installationer. De grænser, der medtages i denne undersøgelse er overbelastning af kabel-sektionerne, overbelastning af distributionstransformeren og overspænding ved yderste kabelskab, for hver af de simulerede 8760 timer. Belastningen af kabel-sektionerne evalueres ved at sammenligne den aktuelle værdi i hver kabel-sektion med dens nominelle værdi. Værdien i det mest belastede kabel bruges som den maksimale time-belastning. Dvs. 100% belastning af kablerne svarer til at en bestemt kabel-sektion belastes med nominel strøm. Belastningen af transformeren vurderes på samme måde. Overspænding ved yderste kabelskab evalueres ved at aflæse den maksimale spænding på timebasis. Elnettets værtskapacitet nås, når en spændingen overstiger 10% spændingskriteriet, der nævnes i EN50160 standarden. To standard Volt-VAR reguleringsmetoder undersøges: Effektfaktor i forhold til den aktive effekt, PF(P), og reaktiv strøm i forhold til solcelleinverterens klemmespænding, Q(U), som defineret i Figur 3. Vest Øst PF* Syd Figur 1: Fysisk placering (retning) af solcelleanlæg. Figur 2 viser, at solcelleanlæg opsat i forskellige retninger og med forskellige hældninger kan øge værtskapaciteten med mere end 10% sammenlignet med solcelleanlæg, der alle vender mod syd og har en hældning på for Inom 16 A/phase 0.90 for Inom > 16 A/phase 0.5 P inv [pu] 1.0 Effektfaktor ved aktiv effektregulering som defineret i TF baseret på VDE AR N Distribueret position Fælles position Q*[pu] Effekt[W] U m inv [pu] Tid [h] Figur 2: El-produktion fra solcelleanlæg ved hhv. distibueret og fælles orientering, for en skyfri dag i tidsrummet april-maj. Elnettets værtskapacitet defineres som mængden af solcelleanlæg, der kan installeres i elnettet, inden bestemte grænser nås. To generiske Q(U) kurver, inkl. definition af m = ΔQ/ ΔU. Figur 3: Standard spændingsreguleringsmetode for moderne invertere, PF(P) og Q(U).

4 Reference bus Linje1 Linje2 Linje3 10 kv P,Q 0.4 kv Aggregeret distributionsnet 4x 6x 4x 5x 4x 4x Figur 4: Generisk distributionsnetværk med solcelleanlæg hos hver husstand. Det angivne antal solcelleinvertere i boksene henviser til en fælles klump af inverter. I simuleringerne bruges en generisk model af elnettet udviklet på DTU, med 71 brugere og en 100 kva distributionstransformer, der antages at være repræsentativ for de fleste LV-netværk i ØSTKRAFT Net A/S s område, se Figur 4. Alle husstande forsynes med solcelleanlæg i samme størrelse og retning. Desuden implementeres et simpelt 10 kv netværk for også at kunne observere spændingsvariationer her.

5 Energiforbruget hos hver af de 71 brugere beregnes ud fra tidsserier, indeholdende 8760 timeværdier for et år med generisk forbrug, venligst udlånt af Dansk Energi, se Figur 5. El-produktionen fra solcelleanlæggene beregnes timevis via syst computerprogrammet, idet både klarhimmel og overskyet vejr tages i betragtning. Alle belastninger og solcelleinvertere antages at være forbundet til elnettet med tre faser. Effektfaktoren for belastningerne holdes konstant på 0,95 induktiv. Træerne gror ikke ind i himlen Alle resultater er opsummeret i tabel II. Resultaterne der vises her er gældende for ét elnet, men vi er overbeviste om at resultaterne er generelle. Som nævnt gælder resultaterne for det værst tænkelige scenarie, hvor alle solcelleanlæg vender mod syd og har en hældning på 45 fra vandret. Elnettets værtskapacitet kan øges med 10-15%, hvis solcelleanlæggene placeres med forskellige retninger og vinkler som vist i Figur 1. Resultaterne i Figur 6 viser at, uden spændingsregulering begynder der at opstå situationer med overspænding ved en solcellepenetration på 1,5 kw pr husstand (total 107 kw). Ved at anvende en standard PF(P) styring kan overspændingen undgås op til en solcellepenetration på 1,8 kw pr husstand. Anvendes Q(U) regulering, kan der installeres op til 2,0 kw pr husstand (total 142 kw) inden der opstår problemer med overspænding. Problemet med overspænding løses ikke ved at opgradere distributionstransformeren. Normaliseret strømforbrug for en typisk dansk husstand, venligst udlånt af Dansk Energi. En typisk dansk husstand forbruger 3440 kwh om året. Belastningen af distributionstransformeren ses i Tabel I. Mere end 140 kw solcelleenergi kan installeres på en 100 kva distributionstransformer før den bliver overbelastet. Dette er i overensstemmelse med 150% værtskapaciteten i [9]. Tabel I: Belastningsfrekvens for en 100 kva distributionstransformer, når der ikke anvendes spændingsregulering. Solcelle Antal timer ved belastning: penetration [kw] 100% 110% 120% 130% Specifik energiproduktion for et 1 kw solcelleanlæg i Brædstrup. Et typisk solcelleanlæg producerer ca. 900 kwh pr installeret kw. Figur 5: Årligt forbrug for en typisk husstand (øverst) og produktion fra et solcelleanlæg (nederst). X-aksen er tidspunkt på dagen [h], Y-aksen er tid på året [måned] og z-aksen er gennemsnitseffekt [kwh/h]. Solcellepenetration på max. 178 kw er mulig uden at overbelaste kablerne i elnettet, når der ikke anvendes spændingsregulering. Anvendes spændingsregulering, reduceres kablernes værtskapacitet på grund af ekstra reaktiv strøm. Figur 7 viser de årlige tab i kablerne og distributionstransformeren, når solcellepenetrationen øges fra 0 kw til 178 kw. Det ses, at tabene falder med cirka 700 kwh, når der installeres solcelleanlæg med en kapacitet på 36 kw - 71 kw, uanset om og hvordan spændingen reguleres, eller slet ikke. Op til 107 kw kan installeres uden at generere flere tab i forhold til ingen solcelleanlæg. Overstiges 107 kw solcelleanlægskapacitet stiger tabene for Q(U) spændingsreguleringsmetoderne hurtigere end for PF(P). Det er fordi mængden af reaktiv strøm bestemmes ud fra netspændingen og Q(U) kurvens beskaffenhed.

6 60 / 10 kv transformer Årlig minimum / maksimum spændinger for de forskellige tilfælder Bus 1 Bus 2 10 / 0.4 kv transformer MV_T LV_T Yderste kabelskab Last 1.1 Spænding (p.u.) 2.5% Spændingsstigning hen over 0.4 kv kabel Tap position +2.5% 2.5% Spændingsstigning hen over 10 kv kabel 1 (d) (c) (b) (a) Spændingsfald hen over 10 kv kabel (d) (c) (b) (a) 0.9 5% Spændingsfald hen over 0.4 kv kabel effekt:178 kw effekt: 142 kw effekt: 107 kw (d) (c) (b) (a) effekt: 71 kw effekt: 36 kw effekt: 0 kw (d) (c) (b) (a) Minimum spændingsgrænse Maximum spændingsgrænse Figur 6: Sammenligning af spændingsreguleringsmetoder. Basis er (a) uden spændingsregulering. I (b) anvendes standard PF(P) og i (C) anvendes Q(U). Q(U) regulering anvendes også om natten, hvilket øger den minimale spænding på udføringen. I (d) er distributionstransformeren opgraderet til 160 kva, men uden at der anvendes spændingsregulering. Energi tab [MWh] Total energi tab i transformer og kabler (a) Trafo 100 kva. Ingen spændingsregulering (b) Trafo 100 kva. PF(P) (c) Trafo 100 kva. Q(U) (d) Trafo 160 kva. Ingen spændingsregulering Installeret soleffekt [kw] Figur 7: Energitab i de 4 eksempler, når solcellepenetrationen øges. Minimum tab på 5,3 MWh pr år opnået med en total solcellepenetration på 71 kw, men op til 107 kw kan installeres og stadig holde tabene under eksemplet uden solceller.

7 TABEL II: Sammenligning af værtskapacitet for de fire undersøgte eksempler. For belastning af distributions-transformeren: et område angives når summen af overbelastningstimer overstiger 86 timer pr år og en omtrentlig værdi angives, når summen er under 86 timer pr år. I eksemplet uden solceller, er de samlede årlige tab i netværket inklusiv transformer 6,0 MWh og den maksimale reaktive effektudveksling gennem transformeren er 15 kvarh/h, induktiv. Case Base case med 100 kva trafo 160 kva trafo, ingen regulering PF(P), minimum PF = 0.95 Q(U), lav sensibilitet Værtskapacitet [kw] Over spænding Transformerbelastning Total årlig energitab ved fuld penetration [MWh] Maksimal timebaseret reaktiv effekt igennem transformer [kvarh] (ind) 107 n.a (ind) 124 ~ (ind) (ind) Sammenholdes resultaterne i Figur 7 og Tabel II med den danske situation med ca distributions-transformere, ligger værtskapaciteten i elnettet, uden at nettet skal forstærkes, i området 7500 MW 8700 MW solceller. Ved at installere 5000 MW solcelleanlægskapacitet, kan de årlige netværkstab reduceres med ca. 50 GWh, svarende til et forbrug hos ca husstande. Anbefalinger til spændingsregulering i LV-udføringer Hvis der observeres overspænding hos brugeren, anbefales det derfor at gøre følgende (i nævnte orden): Brug PF(P) ved alle solcelleinvertere på udføringen Brug Q(U) ved alle solcelleinvertere på udføringen Forøg egetforbruget hos brugeren, når produktionen topper, enten ved at synkronisere begyndelsestidspunktet for lokalt udstyr (f.eks. opvarmning, køling eller andet forbrug) eller ved at bruge udløsesignalet, som visse invertere har Begræns den aktiv udgangseffekt fra solcelleinvertere (kun i nødstilfælde og i korte perioder), kan indstilles via set-up menuer, eller P(U) funktion, som nogle solcelleinverter tilbyder Opgrader kablerne (opgradering af distributionstransformeren hjælper sandsynligvis ikke) Installer energilagringsenheder For Danfoss Solar Inverters, DLX (en-faset) og TLX (tre-faset) kan PF(P) spændingsregulering aktiveres ved at vælge en af følgende landekoder: Inverter / landekode DLX TLX + / TLX PRO+ EN50438-DK n.a. Ingen spændingsregulering LV1 / Danmark 16A PF(P) med minimum PF = 0.95 LV2 / Danmark > 16A PF(P) med minimum PF = 0.90 LV3 n.a. Ingen spændingsregulering (konstant PF = 1.0) Ønskes det, kan TLX PRO+ også konfigureres til Q(U) spændingsregulering. Kontakt Danfoss Solar Inverters på: inverter-application@danfoss.com og få mere information. Opsummering En typisk distributionstransformer kan bestykkes med op til 140% - 150% solcelleanlæg, uden at den overbelastes. Elnettets værtskapacitet kan øges med yderligere 10% - 15% hvis solcelleanlæggene fordeles jævnt i alle retninger. Den samlede værtskapacitet for de distributionstransformere i Danmark er ca MW 8700 MW solcelleanlæg, uden at elnettet skal forstærkes af den grund. Derfor burde large scale grid integration af solcelleanlæg i energisystemet ikke være et større problem for netselskaberne. Tabene i elnettet kan reduceres med 10-15% ved at installere 40-70% solcelleanlægskapacitet i forhold til den nominelle størrelse af distributionstransformere. Gøres dette på de i alt distributionstransformere i Danmark, ville de årlige besparelser svare til energiforbruget i ca husstande. Generelt har det vist sig, at når der anvendes spændingsregulering i LV netværk, øges værtskapaciteten. Både PF(P) og Q(U) reguleringer forbedrer spændingsprofilen ved den yderste kabelskab.

8 Referencer [1] R. D. Lazar and A. Constantin, Voltage Balancing in LV Residential Networks by Means of Three Phase Inverters, in proc. European Photovoltaic Solar Energy Conference EUSEC, September [2] Dansk Energi, DEFU rapport RA Solceller og spændingsvariationer i 0,4 kv net, [online] www. danskenergi.dk, July [3] Dansk Energi, Energinet.dk and DONG Energy, Scenarier for solcelle udrulning i Danmark, [online] da.scribd.dk, [4] B. Möller, S.Nielsen, K. Sperling, A Solar Atlas for Building- Integrated Photovoltaic Electricity Resource Assesment, in proc. International Conference on Sustainable Energy and Environmental Protection SEEP, June [5] G. B. Andresen, Solenergi kan blive en vigtig brik i Danmarks grønne omstilling, in Mandag Morgen newsletter, [online] [6] G. Kerber and R. S. H. Witzmann, Voltage Limitation by Autonomous Reactive Power Control of Grid Connected Photovoltaic Inverters, in proc. IEEE Conference on Compatibility and Power Electronics, [7] C. Gaudin, A. Ballanti and E. Lejay, Evaluation of curtailment option to optimize integration in Distribution Network, in proc. CIRED Workshop, [8] European Photovoltaic Industry Association (EPIA), Connecting the Sun, [online] [9] T. Stetz, F. Marten, M. Braun, Improved Low Voltage Grid- Integration of Photovoltaic Systems in Germany, in IEEE trans. on Sustainable Energy, [10] S. B. Kjær, Flicker and Photovoltaic Power Plants, in proc. European Photovoltaic Solar Energy Conference EUSEC, September NET.dk projektet har til formål at undersøger hvorledes man kan fremme storskala integration af solcelleanlæg i det eksisterende elnet. Dette gøres blandt andet ved, at undersøge forskellige type spændingsregulering i elnette, at anvende smart grid funktionaliteter såsom online kommunikation imellem invertere og kontrolrum samt ved at indføre nye systemydelser (ancillary services) i inverterne. Baggrunden for NET.dk projektet er Photovoltaic Island Bornholm (IB I - III) projekterne og EcoGrid EU projektet. I første del af projektet bliver de teoretiske ramme for storskala integration af solcelleanlæg i elnettet beskrevet. Projektet vil foreslå, analysere og vurdere forskellige løsninger til storskala integration. I den anden del af projektet implementeres de foreslåede løsninger i en række solcelleanlæg. Endelig ses der på driften af elnettet med og uden de udviklede løsninger. Projektkonsortiet består af: Danfoss Solar Inverters, som er ansvarlig for projektet og bidrager med invertere-platformen, reguleringsteknologi og testfaciliteter; Center for El og Energi ved DTU, som skal udvikle nogle af de nødvendige algoritmer og teste dem i en hardware-in-theloop simulator; EnergiMidt, energiselskab der har været i den danske solcellebranche i mere end to årtier; Østkraft, er det lokale netselskab på Bornholm der ligger elnet til nogle af testene. NET.dk projektet er finansieret igennem ForskEL (projektnummer 10698), der administreres af Energinet.dk Den fulde rapport kan hentes på eller Spørgsmål til denne rapport kan stilles til sbk@danfoss.com Danfoss Solar Inverters A/S Ulsnæs 1 DK-6300 Gråsten Danmark Tel.: Fax: solar-inverters@danfoss.com DKSI.PM.208.D1.01 Produced by Metaphor April 2013