Masterproef Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties

Masterproef Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties

Studiegebied Industriële wetenschappen en technologie Opleiding Master of Science in de industriële wetenschappen: elektrotechniek Afstudeerrichting Elektrotechniek Academiejaar 2012-2013

Pieter Delmotte

Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

Voorwoord Deze thesis is het afsluitende hoofdstuk voor mijn studies aan de Howest. De afgelopen drie haar heb ik enorm veel bijgeleerd, wat me zonder de hulp van een aantal mensen zeker niet zou gelukt zijn. Daarom zou ik hen graag voor alle hulp bij mijn studies en thesis willen bedanken. Allereerst zou ik graag mijn ouders bedanken, die naast het waarmaken van mijn studies altijd een luisterend oor boden voor al mijn problemen. Door mijn promotor Ing. Bart Verhelst kreeg ik de kans onderzoek te voeren naar de gevolgen van dipgedrag op invertoren, iets wat zonder hem zeker niet gelukt zou zijn. Verder heeft Ing. Cis Vansteenberge me veel hulp geboden bij dit eindwerk. Telkenmale gaf hij me nieuwe uitzichten op mijn masterproef waar ik telkens iets van kon opsteken. Studiebureau Lemcko, in samenspraak met Dr. Ir. Ing. Jan Desmet boden me alle mogelijkheden om een grondig en correct onderzoek op te realizeren. Meneer Tijs Cools, de verantwoordelijke voor het labo, heeft bij mijn onderzoek alle mogelijke kansen geboden om correcte meetopstellingen op te stellen. Bij deze wil ik ook de kans nemen om mijn vader en mijn zus Elien te bedanken voor hun nuttige tips, eveneens wens ik ook Jan Daem te bedanken voor zijn advies rond normering en standaarden, en meneer L. Delaey voor zijn taalkundig advies.

II Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

Abstract In recent years, the number of distributed power sources linked to the electricity grid has increased significantly. This increasing growth triggers the need to investigate the behavior of power quality problems in the electricity network on these distributed power sources. Power quality problems are diverse; there are voltage dips, under‐ and over voltages, transients, unbalance, voltage fluctuations and harmonics. Power quality problems can destabilize distributed power sources, which in their turn have a negative influence on the overall quality of electricity which is supplied to the end user. This is based on the fact that modern electrical applications are more and more sensitive to power quality disturbances. Therefore, the impact of power quality disturbances on distributed generation, and in particular PV‐installations, deserves more attention. From the range of power quality problems, only the effects of voltage dips on PV‐inverters are examined in this study. Voltage dips and transients are considered as serious power quality problems because of their effect on sensitive processes. The main characteristics of a voltage dip are amplitude, duration, point on wave, phase jump and the number of phases during a dip. Voltage dips can cause interruptions or disruptions of PV‐systems, which in their turn may affect the stability of the electricity grid. Repeated interruptions may have a negative influence on the components lifetime of the inverters. The type of voltage dip plays an important role. In order to describe the operational area of a PV‐inverter, voltage tolerance curves are used. Voltage tolerance curves define the area in which the inverter stops operating. These curves indicate at what voltage dip, which is a combination of the residual amplitude and its duration, the PV‐inverter stops working. This operating range is determined by both the amplitude of the residual voltage and the duration of the dip. This study investigates in depth the effect of voltage dips on PV inverters. This is done with a literature review, the operation and components of a PV inverter are examined here. Following this study, measurements are started to collect data. When the behavior of a voltage dip is known, it is possible to assemble tolerance curves of the various inverters. Subsequently an analysis will be done of the voltage tolerance curves in order to show how sensitive a PV‐ inverter is to different voltage dips. Also the behavior of a PV‐inverter is considered in this study.

III Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

Inhoudsopgave

1 INLEIDING .................................................................................................................................... 1 1.1

Situering van het project .................................................................................................................... 1

1.2

Probleemstelling ................................................................................................................................ 2

1.3

Doelstelling project ............................................................................................................................ 3

1.4

Lemcko .............................................................................................................................................. 4

2 FOTOVOLTAÏSCHE INSTALLATIE ......................................................................................... 6 2.1

Inleiding ............................................................................................................................................. 6

2.2

Netgekoppelde PV‐installatie ............................................................................................................. 6

2.3 Fotovoltaïsche panelen ...................................................................................................................... 7 2.3.1 Types zonnecellen ............................................................................................................................... 7 2.4

Samenstelling van zonnepanelen ........................................................................................................ 9

2.5 Topologieën PV systemen................................................................................................................. 10 2.5.1 Centrale invertor topologie ............................................................................................................... 10 2.5.2 String invertor topologie ................................................................................................................... 11 2.5.3 Module invertor topologie ................................................................................................................ 12 2.5.4 Samenvatting .................................................................................................................................... 13 2.6 Netgekoppelde‐ versus autonome systemen .................................................................................... 13 2.6.1 Netgekoppelde systemen.................................................................................................................. 14 2.6.2 Autonoom systeem ........................................................................................................................... 15 2.7

Meetapparatuur en beveiliging ........................................................................................................ 15

3 INVERTOR ................................................................................................................................. 16 3.1

Inleiding ........................................................................................................................................... 16

3.2 Classificatie van invertoren ............................................................................................................... 16 3.2.1 Aantal verwerkingstrappen ............................................................................................................... 17 3.2.2 Stabiliseren van de tussenkringspanning .......................................................................................... 18 3.2.3 Condensator ...................................................................................................................................... 21 3.2.4 Transformator ................................................................................................................................... 21 3.2.5 Types netgekoppelde eindtrappen ................................................................................................... 23 3.3 Vermogenkwaliteit ........................................................................................................................... 26 3.3.1 DC‐injectie ......................................................................................................................................... 26 IV Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

3.3.2

Harmonischen ................................................................................................................................... 27

3.4 Bescherming en beveiligingen .......................................................................................................... 27 3.4.1 Anti islanding ..................................................................................................................................... 27 3.4.2 Uitgangsfilters ................................................................................................................................... 30 3.5

Maximum Power Point Tracking ....................................................................................................... 31

3.6

Besluit .............................................................................................................................................. 33

4 REGELGEVING EN NORMALISATIE .................................................................................... 34 4.1

Inleiding ........................................................................................................................................... 34

4.2

Landschap ........................................................................................................................................ 34

4.3 Standaarden relevant voor spanningsdips ........................................................................................ 36 4.3.1 IEC 61000‐4‐11 .................................................................................................................................. 36 4.3.2 EN 50160 ........................................................................................................................................... 37 4.3.3 DIN VDE 0126‐1‐1 .............................................................................................................................. 37 4.3.4 Eigen bevinding ................................................................................................................................. 38 4.4 Eisen aan de implementatie van een PV‐invertor .............................................................................. 38 4.4.1 EMC regelgeving ................................................................................................................................ 38 4.5

Besluit .............................................................................................................................................. 39

5 SPANNINGSDIPS ...................................................................................................................... 40 5.1

Inleiding ........................................................................................................................................... 40

5.2

Omschrijving van een spanningsdip .................................................................................................. 40

5.3

Typische enkelfasige spanningsdips .................................................................................................. 40

5.4 Typische driefasige spanningsdips .................................................................................................... 41 5.4.1 Classificatie ........................................................................................................................................ 42 5.5 Alternatieve spanningsdips beschrijving ........................................................................................... 43 5.5.1 Spanningsdip‐segmentatie ................................................................................................................ 43 5.5.2 Kenmerken van spanningsdips .......................................................................................................... 44 5.6 Veranderingen in dip kenmerken tijdens de voortplanting door het distributienet ............................ 48 5.6.1 Verandering van spanningsdips door transformatoren .................................................................... 48 5.6.2 Verandering in transitie‐segment ..................................................................................................... 48 5.7 Praktische voorbeelden van spanningsdips ....................................................................................... 50 5.7.1 Spanningsdips met één transitie‐segment ........................................................................................ 50 5.7.2 Spanningsdips met twee transitie‐segmenten .................................................................................. 50

V Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

6 GEVOELIGHEID VAN PV‐INVERTOREN OP SPANNINGSDIPS .................................... 52 6.1

Inleiding ........................................................................................................................................... 52

6.2 Theoretische achtergrond................................................................................................................. 52 6.2.1 Gevoeligheidskarakteristiek .............................................................................................................. 52 6.3 Meting ............................................................................................................................................. 53 6.3.1 Meetopstelling .................................................................................................................................. 53 6.3.2 Meettoestel ....................................................................................................................................... 53 6.3.3 Device Under Test ............................................................................................................................. 54 6.3.4 Methode ............................................................................................................................................ 54 6.3.5 Ingestelde parameters ...................................................................................................................... 55

7 RESULTATEN ............................................................................................................................ 58 7.1

Inleiding ........................................................................................................................................... 58

7.2 Gevoeligheidskarakteristiek ............................................................................................................. 58 7.2.1 Vermogen .......................................................................................................................................... 59 7.2.2 Point on wave .................................................................................................................................... 62 7.2.3 Fasesprong ........................................................................................................................................ 64 7.3 Gedrag van de invertoren ................................................................................................................. 66 7.3.1 Point on wave .................................................................................................................................... 66 7.3.2 Fasesprong ........................................................................................................................................ 67 7.3.3 Ride‐thru ........................................................................................................................................... 68 7.3.4 Stroompiek bij herstel spanning ....................................................................................................... 70 7.4

Besluit .............................................................................................................................................. 70

8 BESLUIT ..................................................................................................................................... 71 8.1

Eerste fase ....................................................................................................................................... 71

8.2

Tweede fase ..................................................................................................................................... 71

8.3

Derde fase ........................................................................................................................................ 72

9 BRONNEN .................................................................................................................................. 73

VI Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

Lijst met afkortingen AC: CE: CENELEC: CISPER: DC: DG: DUT: EMC: HERIC: HFT: IEC: IGBT: LFT: LVD: MIC: MPPT: NDZ: NPC: PBM: PV: PWM: RMS: THD: VREG:

Alternating Current Conformité Européenne Comité Européen de Normalisation Electrotechnique International special committee on radio interference Direct Current Distributed Generation Device Under Test ElectroMagnetic Compatibility Highly Efficient and Reliable Inverter Concept Hoog Frequentie Transformator International Electrotechnical Commission Insulated Gate Bipolar Transistor Lijn Frequentie Transformator Low Voltage Directives Module Integrated Converter Maximum Power Point Tracking Non Detected Zone Neutral Point Clamp Puls Breedte Modulatie Photo Voltaic Pulse Width Modulation Root Mean Square Totale Harmonische Distortie Vlaamse Regulator voor de Elektriciteits‐ en Gasmarkt

VII Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

Figurenlijst Figuur 1.1: Lemcko logo .......................................................................................................................................... 4 Figuur 2.1: Overzicht netgekoppeld PV‐systeem [] ................................................................................................. 6 Figuur 2.2: a) Amorf silicium zonnecel b) Monokristallijn zonnecel c) Polykristallijn silicium ............................... 7 Figuur 2.3: Lichtenergie curve ................................................................................................................................. 8 Figuur 2.4: Samenstelling zonnepaneel [] ............................................................................................................... 9 Figuur 2.5: Centrale invertor Topologie ................................................................................................................ 10 Figuur 2.6: String invertor Topologie .................................................................................................................... 11 Figuur 2.7: Multi string invertor Topologie ........................................................................................................... 12 Figuur 2.8: AC‐module topologie .......................................................................................................................... 12 Figuur 2.9: Principe schema netgekoppeld systeem ............................................................................................. 14 Figuur 2.10: Principe schema autonoom systeem ................................................................................................ 15 Figuur 3.1: Principe schema ééntraps netgekoppeld PV‐systeem ........................................................................ 17 Figuur 3.2: Principe schema meertraps netgekoppeld PV‐systeem ..................................................................... 18 Figuur 3.3: Overzicht PV‐invertor verwerkingstrappen ........................................................................................ 18 Figuur 3.4: Principe schema buck converter ......................................................................................................... 19 Figuur 3.5: Principe schema boost converter ....................................................................................................... 20 Figuur 3.6: Principe schema buck boost converter ............................................................................................... 20 Figuur 3.7: Principe schema flyback converter ..................................................................................................... 21 Figuur 3.8: Principe schema hoogfrequentie transformator ................................................................................ 21 Figuur 3.9: Lijnfrequentie transformator .............................................................................................................. 22 Figuur 3.10: Hoogfrequentie transformator DC‐AC‐DC‐AC topologie .................................................................. 22 Figuur 3.11: Hoogfrequentie transformator DC‐AC‐AC topologie ........................................................................ 22 Figuur 3.12: Principe schema halve H brug invertor ............................................................................................. 23 Figuur 3.13: Principe schema H brug .................................................................................................................... 24 Figuur 3.14: Cycloïde gelijkspanning ..................................................................................................................... 24 Figuur 3.15: Principe schema H5 invertor ............................................................................................................. 25 Figuur 3.16: Principe schema HERIC invertor ........................................................................................................ 25 Figuur 3.17: Principe schema NPC invertor ........................................................................................................... 26 Figuur 3.18: DC‐injectie ......................................................................................................................................... 26 Figuur 3.19: Algemeen concept islanding ............................................................................................................. 27 Figuur 3.20: Classificatie anti‐islanding detectie methoden ................................................................................. 28 Figuur 3.21: Principe schema anti‐islanding met communicatie methode ........................................................... 30 Figuur 3.22: Netzijde filters a) L‐filter b) LC‐filter c) LCL‐filter ........................................................................... 30 Figuur 3.23: MPP op de vermogencurve ............................................................................................................... 31 Figuur 3.24: Invloed van de instraling op het MPP ............................................................................................... 32 Figuur 3.25: Invloed van de temperatuur op het MPP ......................................................................................... 32 Figuur 3.26: Peturb and Observe .......................................................................................................................... 33 Figuur 4.1: Regel en wetgevend landschap ........................................................................................................... 35 Figuur 4.2: Type spanningsverschillen .................................................................................................................. 37 Figuur 4.3: De DIN VDE 0126‐1‐1 norm ................................................................................................................ 37 Figuur 4.4: Vereenvoudigde aansluiting PV‐invertor ............................................................................................ 38 Figuur 5.1: Spanningsdip in éénfasig systeem ...................................................................................................... 41 Figuur 5.2: spanningsdip in driefasig systeem [22] ............................................................................................... 41 Figuur 5.3: spanningsdip‐segmentatie .................................................................................................................. 44 Figuur 5.4: Net fasesprong .................................................................................................................................... 46 Figuur 5.5: Netfout fasesprong ............................................................................................................................. 46

VIII Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

Figuur 5.6: Vectordiagram fasesprong .................................................................................................................. 46 Figuur 5.7: Fasesprong tijdens een spanningsdip ................................................................................................. 47 Figuur 5.8: Point on wave ..................................................................................................................................... 47 Figuur 5.9: Spanningsdip opstart motor (links) en inschakeling transformator (rechts) ...................................... 50 Figuur 6.1: Voorbeeld gevoeligheidskarakteristiek ............................................................................................... 52 Figuur 6.2: Meetopstelling .................................................................................................................................... 53 Figuur 6.3: PX5 Power Xplorer .............................................................................................................................. 53 Figuur 6.4: Danfoss DLX 4.6 ................................................................................................................................... 54 Figuur 6.5: SunTechnics STW 2600 ....................................................................................................................... 54 Figuur 6.6: VDE 0126 ............................................................................................................................................. 57 Figuur 7.1: Gevoeligheidskarakteristiek van twee invertoren .............................................................................. 58 Figuur 7.2: SunTechnics gevoeligheidskarakteristieken van vermogen variaties op verschillende point on wave .............................................................................................................................................................................. 59 Figuur 7.3: Gevoeligheidskarakteristieken van vermogen variaties op verschillende fasesprongen ................... 60 Figuur 7.4: Danfoss gevoeligheidskarakteristieken van vermogen variaties op verschillende point on wave ..... 61 Figuur 7.5: Danfoss gevoeligheidskarakteristieken van vermogen variaties op verschillende fasesprongen ...... 61 Figuur 7.6: Gevoeligheidskarakteristiek Point on wave SunTechnics ................................................................... 62 Figuur 7.7: Gevoeligheidskarakteristiek Point on wave Danfoss .......................................................................... 63 Figuur 7.8: Gevoeligheidskarakteristiek fasesprong SunTechnics ........................................................................ 64 Figuur 7.9: Gevoeligheidskarakteristiek fasesprong Danfoss ............................................................................... 65 Figuur 7.10: SunTechnics Point on wave 90°, 50% Unom, 30ms ............................................................................. 66 Figuur 7.11: Danfoss Point on wave 90°, 50% Unom, 40ms .................................................................................... 66 Figuur 7.12: SunTechnics fasesprong 5°, 60% Unom, 40ms .................................................................................... 67 Figuur 7.13: Danfoss fasesprong 10°, 60% Unom, 40ms ......................................................................................... 67 Figuur 7.14: Danfoss fasesprong 10°, 70% Unom, 40ms, Commutatie ................................................................... 68 Figuur 7.15: Ride thru, Danfoss invertor, 70% Unom, 40ms ................................................................................... 69 Figuur 7.16: Ride Thru SunTechnics invertor, 60% Unom, 30ms ............................................................................. 69 Figuur 7.17: Danfoss piekstroom fasesprong 10°, 60% Unom, 60ms ...................................................................... 70

IX Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

Tabellenlijst Tabel 2.1: Efficiëntie type zonnecellen ................................................................................................................... 9 Tabel 2.2: Overzicht eigenschappen van topologie zonnepanelen [] ................................................................... 13 Tabel 2.3: Overzicht PV topologieën [] .................................................................................................................. 14 Tabel 4.1: Voorkeur test‐niveau en de duur van spanningsdips ........................................................................... 36 Tabel 5.1: Classificatie spanningsdips ................................................................................................................... 42 Tabel 5.2: De effectieve spanning in functie van de tijd ....................................................................................... 43 Tabel 5.3: Spanningsdip gedrag voor en na een Dy transformator ...................................................................... 49 Tabel 6.1: Kenplaatgegevens invertoren .............................................................................................................. 54 Tabel 6.2: Meettabel ............................................................................................................................................. 55 Tabel 6.3: Ingestelde parameters meting 1 en meting 2 ...................................................................................... 56

X Academische bachelor‐ en masteropleidingen, Graaf Karel de Goedelaan 5, 8500 Kortrijk

1 Inleiding 1.1

Situering van het project

Momenteel speelt het milieu een belangrijke rol in onze samenleving. Klimaatverandering staat hoog op de politieke agenda en in de publieke belangstelling. Het gebruik van fossiele brandstoffen, zoals olie, gas en steenkool, wordt gezien als een belangrijke oorzaak van de toename van broeikasgassen in de atmosfeer, waarvan CO2 de belangrijkste is. De toename van de broeikasgassen leidt tot een versterking van het broeikaseffect en daardoor tot de opwarming van de aarde. Een groeiend probleem is dat toekomstige generaties geconfronteerd zullen worden met de eindigheid van de beschikbaarheid van fossiele brandstoffen. De voorraden dalen terwijl de wereldbevolking groeit en het energieverbruik per persoon stijgt. Dit alles vergroot het negatief effect op het milieu. De bewustwording van de diverse milieuproblemen zoals de gevreesde klimaatverandering en de eindigheid van fossiele brandstoffen heeft de aanleiding gegeven tot milieu‐conferenties om deze problematiek globaal aan te pakken. Rio (1992) en Kyoto (1997) zijn de bekendste conferenties en behandelden duurzame ontwikkeling en klimaatverandering. Om een zo duurzaam mogelijk energiesysteem te bereiken is de Trias Energetica ontwikkeld (Delft, 1996). Deze Trias bestaat uit de volgende drie stappen: 1) Beperk het energieverbruik door beperking van de vraag (energiebesparing) 2) Gebruik duurzame energiebronnen (zon, wind, biomassa) 3) Gebruik eindige energiebronnen efficiënt (hoog rendement) Vandaag moet duurzame energie een belangrijke bijdrage leveren aan het totale energieverbruik in de wereld. Hierdoor worden installaties die gebruik maken van duurzame energie van groter belang. Door hun onafhankelijkheid in het gebruik van fossiele brandstoffen hebben ze een lagere impact op het milieu. Dit biedt een belangrijke opportuniteit voor de ontwikkeling van gedistribueerde bronnen. Gedistribueerde bronnen (DG) zijn meestal kleine toestellen in de buurt van de verbruiker zoals bv. windturbines, zonnepanelen (Photovoltaic of PV), hydro‐systemen, … Het is uitzonderlijk dat het elektrisch verbruik overeenstemt met de geproduceerde elektriciteit van het PV‐ systeem. Daarom worden deze op het elektriciteitsnet gekoppeld. Deze koppeling gebeurt via invertoren of anders genaamd omvormers. In deze thesis zal er enkel met de naam invertor of invertoren gewerkt worden. Van invertoren wordt een hoge stabiliteit vereist, om het continu functioneren van een PV‐systeem te garanderen op het elektriciteitsnet. Een hoge gevoeligheid voor kleine spanningsdips heeft een negatieve invloed op deze stabiliteit. Verscheidene invertor types zullen anders reageren op power quality problemen. In deze studie wordt dieper ingegaan op de gevoeligheid van invertoren op spanningsdips, waarbij de studie zich beperkt tot invertoren toegepast in PV‐systemen. (Nikola Tesla, 1900) “Throughout space there is energy. Is this energy static or kinetic! If static our hopes are in vain; if kinetic then it is a mere question of time when men will succeed in attaching their machinery to the very wheelwork of nature.” 1 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

1.2

Probleemstelling

Power quality is een populair probleem geworden in de elektrotechniek. Zo zijn er spanningsdips, onder‐ en overspanningen, transiënten, onbalans, spanningsfluctuaties en harmonische power quality problemen. De toenemende groei van gedistribueerde opwekking in elektriciteitsnetten brengt power quality problemen met zich mee. De bezorgdheid is dat gedistribueerde bronnen de kwaliteit van de elektriciteit kunnen beïnvloeden. Deze bezorgdheid komt door het feit dat moderne elektriciteitstoepassingen meer en meer gevoelig zijn voor power quality storingen. Zowel klanten als netbeheerders zijn zich bewust dat een betrouwbare en efficiënte werking van het elektriciteitsnetwerk en van de apparatuur van klanten enkel kan worden gegarandeerd met een hoge power quality. Ook het effect van power quality storingen op gedistribueerde bronnen verdient aandacht, vooral vanwege de hedendaagse groei in gedistribueerde bronnen zoals PV‐installaties. Spanningsdips en transiënten worden beschouwd als de grootste power quality problemen door hun effect op gevoelige processen. Grondig onderzoek over de gevoeligheid van apparatuur op spanningsdips is al gebeurd door verschillende laboratoria. Enkele voorbeelden zijn contactoren, computers, gasontladingslampen en frequentie‐drives. Wel ontbreekt gedetailleerd onderzoek naar de gevoeligheid op spanningsdips van gedistribueerde bronnen. Spanningsdips kunnen afschakeling of een verstoring van gedistribueerde bronnen veroorzaken wat een grote impact kan hebben op de stabiliteit van het distributienet. Herhaalde afschakeling kan een negatieve invloed hebben op de onderdelen van de invertoren. Deze studie richt zich vooral op de invloed en de gevolgen van spanningsdips op de werking en op de componenten van de PV‐invertor. Het type spanningsdip speelt hierbij een belangrijke rol. Een spanningsdip is een kortstondige verlaging van effectieve spanning. De belangrijkste factoren van een spanningsdip is de diepte, de duur, de point on wave, de fasesprong, het aantal fasen die betrokken zijn en op welke invertor het zich voorbrengt. Dus wanneer het dipgedrag gekend is, is het mogelijk om gevoeligheidskarakteristieken op te stellen van de invertoren.

2 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

1.3

Doelstelling project

Deze masterproef zal nagaan wat de invloed en de gevolgen zijn van spanningsdips op het elektriciteitsnet, op de werking en de componenten van een invertor. Dit onderzoek beperkt zich tot netgekoppelde invertoren die gevoed worden door zonnepanelen. De eerste fase van dit onderzoek is een literatuurstudie die de verschillende facetten alsook de werking van de verschillende componenten van een invertor onderzoekt. De literatuurstudie omhelst drie grote secties: ‐ Het onderzoeken van de verschillende types van fotovoltaïsche panelen/cellen en invertoren ‐ Het dieper ingaan op de werking van invertoren. ‐ Het onderzoek naar de normering betreffende spanningsdips. Daarbij zal een methode samengesteld worden hoe de meting zal verlopen en welke curven geproduceerd zullen worden. In een tweede fase worden praktische testen uitgevoerd. Bij de praktische studie zal onderzoek gedaan worden naar het afschakelgedrag van een invertor bij verschillende soorten spanningsdips. Het onderzoek heeft tot doel het afschakelgedrag van de invertor in kaart te brengen bij verschillende parameters en types spanningsdips. Deze testen worden uitgevoerd bij het onderzoekscentrum Lemcko (zie paragraaf 1.4). Het is een expertisecentrum rond energie en netkwaliteit binnen de Hogeschool West‐Vlaanderen. Het beschikt over zijn eigen labo gelegen in het departement GKG te Kortrijk. In dit labo zullen de metingen van deze masterproef uitgevoerd worden. In de derde fase worden alle gegevens uit de praktische testen en metingen geanalyseerd. De verworven resultaten worden geëvalueerd op basis van de gevoeligheidscurven en hoe de invertor reageert op spanningsdips. Er wordt onderzocht hoe gevoelig de invertor aan verschillende types spanningsdips zal zijn. De invertoren die voor deze masterproef gebruikt worden zijn hoofdzakelijk bedoeld voor residentiële toepassingen <10kVA.


1.4

Lemcko

Bedrijfsgegevens: Lemcko Graaf Karel De Goedelaan 34 8500 Kortrijk Tel: +32 (56) 24 12 35 Fax: +32 (56) 24 12 34 e‐mail: [email protected] Website: http://www.lemcko.be Verantwoordelijke: Jan Desmet

Figuur 1.1: Lemcko logo Lemcko staat voor ‘Labo Elektro Magnetische Compatibiliteit (EMC) Kortrijk’. Het is een expertisecentrum rond energie en netkwaliteit binnen de Hogeschool West‐Vlaanderen. Lemcko heeft zich gespecialiseerd in dienstverlening in het brede domein van de elektrotechniek, meer bepaald: ‐ Power quality & safety ‐ Elektrische aandrijvingen ‐ Energie‐efficiënte systemen en duurzame energiebronnen De dienstverlening bestaat uit consultancy, onderzoek en opleiding en richt zich zowel tot bedrijven, openbare instellingen als particulieren. Het Lemcko‐team bestaat uit hoog opgeleide medewerkers met elk hun eigen specialiteit. [1] Lemcko beschikt over zijn eigen labo gelegen in het departement GKG te Kortrijk. In dit labo zullen de metingen van deze masterproef uitgevoerd worden.


I

Literatuurstudie

De grootste energiebronnen vandaag zijn fossiele en nucleaire brandstoffen. Deze bronnen zijn gevaarlijk (ontvlambaar) en niet oneindig. De gemakkelijk bereikbare fossiele brandstoffen raken op, waardoor men genoodzaakt is op moeilijk bereikbare plaatsen te zoeken: diep in de zee, noord‐ en zuidpool, ... Duurzame alternatieven zijn volop in exploratie, en de zon is hier één ervan. Fotovoltaïsche installaties zetten zonne‐ energie om naar elektrische energie. Dit concept wordt reeds residentieel en industrieel veelvuldig toegepast. Bij het onderzoeken van een fotovoltaïsche installatie (afgekort PV installatie) wordt een onderverdeling gemaakt tussen twee grote systemen, namelijk autonome en netgekoppelde systemen.  Een autonoom PV‐systeem of eiland systeem is onafhankelijk van het elektriciteitsnet. Hierbij wordt elektriciteit opgeslagen in accu’s, of direct geconsumeerd door de verbruiker.  Een netgekoppeld PV‐systeem wordt toegepast wanneer de installatie niet de volledige energievraag kan dekken en waarbij het net aanvult waar de PV installatie tekort schiet. Het nadeel hierbij is dat het systeem onderhevig is aan storingen van het distributienet. Omdat deze masterproef zich richt op fenomenen met spanningsdips die voorkomen op het distributienet, vallen de autonome systemen buiten het onderzoeksdomein en worden deze niet verder behandeld.


2 Fotovoltaïsche installatie 2.1

Inleiding

Een fotovoltaïsche installatie bestaat uit zonnecellen die aan elkaar worden gekoppeld in modules. De modules worden op hun beurt in serie (of parallel) gekoppeld en die worden op hun beurt aan een invertor geschakeld. Het geheel noemt een fotovoltaïsche installatie of kortweg een PV‐systeem. Dit hoofdstuk wil een situerend beeld schetsen van een netgekoppelde fotovoltaïsche installatie. Hierbij wordt de werking en de verschillende onderdelen besproken, maar ook het belang van de invertor in dit geheel. Deze invertor wordt hierbij inleidend toegelicht, om in Hoofdstuk 3 volledig behandeld te worden.

2.2

Netgekoppelde PV‐installatie

De onderdelen van een fotovoltaïsche installatie zijn bepalend voor de opbrengst en de kosten van de installatie. Figuur 2.1 stelt het basis schema van een netgekoppelde fotovoltaïsche installatie voor:  Fotovoltaïsche panelen, zonnepanelen of kortweg PV‐panelen(Photo Voltaic): De PV‐panelen zetten de zonne‐energie om in gelijkstroom. In een residentiële toepassing functioneert het dak als draagstructuur.  Invertor: De invertor zet de gelijkstroom om naar wisselstroom, en voorziet de koppeling naar het elektrisch net.  Meetapparatuur: De netmeter zorgt voor een correcte opbrengstmeting, wat belangrijk is voor het ontvangen van groene stroomcertificaten en het bepalen van de verminderde aankoop van elektriciteit. De volgende paragrafen van dit hoofdstuk behandelen deze onderdelen.

Figuur 2.1: Overzicht netgekoppeld PV‐systeem [2]


2.3

Fotovoltaïsche panelen

Zoals kort vermeld in paragraaf 2.2, neemt de energieopwekking plaats in de PV‐panelen. Het proces waarbij zonlicht omgezet wordt naar gelijkstroom heet fotovoltaïsche conversie. Dit gebeurt in een PV‐cel (zonnecel), die in grote aantallen op een paneel gemonteerd zijn. Deze cellen zijn gemaakt uit halfgeleidermateriaal dat elektriciteit levert zodra er licht op valt. Silicium is het meest voorkomende halfgeleidermateriaal. Daarnaast worden Gallium Arsenide GaAs, Cadmium Telluride CdTe en koper Indium Diselenide CuInSe ook veel toegepast. Naargelang de kristalsoort kan het onderscheid worden gemaakt in drie types zonnecellen [3] [4]: ‐ Monokristallijne ‐ Polykristallijne ‐ Amorfe cellen Indien de onderverdeling gemaakt wordt volgens technologische procedures, kunnen zonnecellen worden onderverdeeld in silicium zonnecellen en dunne film zonnecellen. Indien voorgaande groepen worden samengenomen kan volgende onderverdeling worden gemaakt: ‐ Monokristallijn silicium ‐ Polykristallijn silicium ‐ Dunne film technologie Zonnecellen op zich hebben slechts een beperkt vermogen, deze worden dan ook samengevoegd tot fotovoltaïsche modules. De eigenschappen van een module zijn afhankelijk van het cel type dat gebruikt wordt.

2.3.1 Types zonnecellen Er zijn een aantal types zonnepanelen in de handel te verkrijgen: zij onderscheiden zich in merk, prijs, soort zonnecellen en toepassing. Zo zijn er polykristallijn‐, monokristallijn‐ en amorf silicium zonnecellen. Zie Figuur 2.2.

Figuur 2.2: a) Amorf silicium zonnecel b) Monokristallijn zonnecel c) Polykristallijn silicium

2.3.1.1

Monokristallijn silicium

Monokristallijn silicium wordt via het Czochralsi‐proces verkregen: er wordt een staaf in een vat gesmolten silicium gestoken. Het resultaat zijn staven die feitelijk uit één siliciumkristal bestaan. Deze staven worden vervolgens in dunne schijven gesneden, en op de zonnepanelen gemonteerd. De staven die uit het siliciumsmelt worden getrokken hebben afgeschuinde hoeken, vandaar dat er witte vierkantjes ontstaan op dergelijke zonnepanelen. Momenteel hebben dergelijke panelen het hoogste rendement.


Om een idee te vormen welke specificaties dit type zonnepaneel heeft, worden enkele richtwaarden gegeven. Bij een instraling van 800 w/m² en spectrum AM 1,5 zal het paneel een spanning van 30 VDC en een stroom van 6,5 A leveren. Meestal heeft een dergelijk paneel een piekvermogen van 245W.

2.3.1.2

Polykristallijn silicium

Polykristallijn silicium wordt verkregen door vloeibaar silicium in een vierkantsvorm te gieten. Er zullen met het afkoelen diverse siliciumkristallen groeien, die niet allemaal naadloos op elkaar aansluiten. Deze vorm is goedkoper, maar levert dan ook een lager rendement. Als richtwaarden kunnen we meegeven dat voor een instraling van 800w/m² en spectrum AM 1,5 één paneel een spanning levert rond 30VDC en een stroom van ongeveer 6,0 A. Dit type paneel heeft gewoonlijk een piekvermogen van 230W.

2.3.1.3

Amorf silicium (a‐Si)

Bij deze soort panelen wordt het silicium op een plaat gedampt. Dit zorgt ervoor dat er een hele dunne film ontstaat. Het produceren is vrij goedkoop, maar het rendement ligt ook een stuk lager. Toch blijven deze panelen in productie omdat dit type zonnepanelen weinig rendementsverlies heeft bij een stijgende temperatuur. Vanwege de dunne laag silicium kan deze op vrijwel elk oppervlak worden gedampt: zo bestaan er zeilen, kleding, … die energie kunnen produceren.

2.3.1.4

Efficiëntie

De genoemde rendementen zijn deze van de zonnecellen zelf en niet van een volledig zonnepaneel of PV‐ systeem (zie Tabel 2.1). De uiteindelijke efficiëntie van zonnecellen is vrij beperkt. Zie Figuur 2.3. ‐ De totale energie die de zon levert is gelijk aan de oppervlakte onder de stippellijn. ‐ De energie die een zonnecel kan omzetten is gelijk aan de oppervlakte onder de volle lijn. Dit is gelijk aan 44 procent van de totale geleverde zonne‐energie. Dit is de bruikbare energie, die omgezet kan worden in elektriciteit. ‐ De efficiëntie van zonnecellen is een percentage van die bruikbare energie. Zie Tabel 2.1.

Figuur 2.3: Lichtenergie curve De volgende efficiëntie van de zonnecellen wordt bekomen als de materiaaleigenschappen en de reflectie van het zonlicht in rekening brengen. 8 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

Tabel 2.1: Efficiëntie type zonnecellen Type zonnecel Monokristallijn silicium Polykristallijn silicium Amorf silicium

Efficiëntie 13‐16% 12‐15% 4‐6%

2.4 Samenstelling van zonnepanelen Fotovoltaïsche energie maakt gebruik van de lichtgevoelige eigenschappen van halfgeleidermateriaal. Als gevolg van deze eigenschappen wordt in een stukje halfgeleidermateriaal (de zonnecel) zonlicht omgezet in elektriciteit. Eén losse zonnecel levert een kleine stroom bij een lage spanning. Om fotovoltaïsche energie praktisch toepasbaar te maken worden losse zonnecellen door middel van serie‐ en parallelschakeling met elkaar verbonden. De verzameling zonnecellen wordt een zonnemodule genoemd. De module vormt een zonnepaneel en de panelen vormen een fotovoltaïsch veld zie Figuur 2.4.

Figuur 2.4: Samenstelling zonnepaneel [5]


2.5 Topologieën PV systemen Afhankelijk van de toepassing in een PV‐systeem, zijn er verschillende topologieën en regelsystemen ontworpen. Zonnepanelen leveren ten opzichte van het elektrische net nog een relatief lage spanning (12 V – 36 V). Voor het injecteren van stroom in het net, moet de bronspanning minstens hoger zijn dan de piekwaarde van de netspanning. Om een voldoende spanningsniveau te bereiken, en omwille van de lage spanning van de zonnepanelen, wordt er gewerkt met serie‐ en parallelschakelingen van panelen of met een boost converter om zo een hogere spanning te bekomen. Deze paragraaf zal dieper ingaan op de verschillende topologieën en gebruikstoepassingen van een PV‐installatie.

2.5.1 Centrale invertor topologie In het verleden werden meestal een groot aantal PV‐panelen aan één centrale invertor gekoppeld zoals voorgesteld in Figuur 2.5. De PV‐panelen werden in serie verbonden waardoor strings gevormd werden. Elke string produceert een voldoende hoge spanning om te vermijden dat boost‐converters moeten gebruikt worden. Een boost converter is een step‐up DC – DC conversie en zal verder besproken worden in paragraaf 3.2.2.2. Deze serieverbindingen (strings) werden dan parallel verbonden om hogere vermogenniveaus te bereiken. Om te vermijden dat vermogen van de ene string naar de andere string vloeit in plaats van naar de centrale invertor, worden string‐dioden geplaatst.

Figuur 2.5: Centrale invertor Topologie Deze opstelling ( gecentraliseerde invertor + parallelle strings) houdt een aantal beperkingen in : ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Veel en lange hoogspannings DC‐kabels tussen de PV‐panelen en de invertor vermogenverliezen door een gecentraliseerde MPPT (Maximum Power Point Tracking) zie paragraaf 0 wanverhoudingen tussen de geleverde vermogens van de verschillende strings, bv door partiële beschaduwing verliezen in de string‐dioden niet flexibel ontwerp 10

Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

De voordelen zijn de massaproductie, de verhoogde efficiëntie van de invertor en de lage specifieke kost [8]. De verhoogde efficiëntie is vooral te wijten aan het feit dat er een groter vermogen omgezet moet worden waardoor schakelverliezen minder invloed spelen in vergelijking met invertoren van kleinere vermogens.

2.5.2 String invertor topologie De string‐invertor (Figuur 2.6) is een afgeleide versie van de centrale omvormer, waarbij iedere afzonderlijke string van de PV‐installatie wordt verbonden met een invertor. Deze opstelling minimaliseert ongelijkheid in spanning en stroom, reduceert verliezen door beschaduwing, elimineert verliezen van string‐dioden en grootschalige DC‐bekabeling. Individuele MPPT's kunnen op elke string afzonderlijk worden toegepast. Dit verhoogt de algemene efficiëntie in vergelijking met de gecentraliseerde topologie. Doordat er meerdere invertoren gebruikt worden, daalt het totale invertor rendement.

Figuur 2.6: String invertor Topologie Een verdere evolutie van de string‐invertor is de multi‐string‐invertor, waarbij verscheidene strings met hun eigen DC‐DC converter aan de gelijkstroombus van een gemeenschappelijke DC ‐ AC converter worden gekoppeld zoals weergegeven in Figuur 2.7. Elke DC‐DC converter heeft zijn eigen MPPT en spanningsversterking. Zo kan elke string individueel gecontroleerd worden en is het systeem gemakkelijk uitbreidbaar met bijkomende strings. Hierbij wordt een flexibel ontwerp met verhoogde efficiëntie bekomen. Deze DC ‐ AC converter zal met een hogere efficiëntie werken, omdat de schakelverliezen minder uitgesproken zijn tegenover het grote vermogen.


Figuur 2.7: Multi string invertor Topologie

2.5.3 Module invertor topologie De AC‐module (Figuur 2.8) is de integratie van invertor en PV‐paneel in één elektrisch apparaat (MIC: Module Integrated Converter). Dit sluit automatisch onevenwicht uit en zorgt voor een optimale overeenstemming tussen PV‐module en invertor. Het biedt ook de mogelijkheid om gemakkelijk het systeem uit te breiden, dankzij de modulaire structuur, en dat door om het even welke persoon zonder voorkennis van elektro‐ installaties. Anderzijds kan de noodzakelijke hoge spanningsversterking de globale efficiëntie verminderen en de prijs per watt verhogen, wegens complexer circuit topologieën.

Figuur 2.8: AC‐module topologie


2.5.4 Samenvatting Tabel 2.2: Overzicht eigenschappen van topologie zonnepanelen [6] Type DC‐ spanningsniveau DC‐ verliezen

Centrale 65 – 550 V Ongeveer 1 tot 5 % afhankelijk van de grote van de DC‐spanning en de lengte van de kabels > 6 % Hoge spanning, hoge stroom

> 4 % Hoge spanning, stroom

Eigenschappen

Groter vermogen verlies, niet flexibel, grote stroom harmonische, lagere power quality

Aparte MPPT voor elke string, een hogere totale efficiëntie dan van een centrale invertor

Vermogen

Verliezen door gemeenschappelijke MPPT, module mismatch en verliezen in string diodes Het hele systeem is afhankelijk van één invertor

Invertor verliezen DC‐bus

Betrouwbaarheid

String AC‐module 170 – 550 V 34 – 70 V Ongeveer 1 % dit door de Verwaarloosbaar hoge spanning en korte DC‐kabels > 8 % lage Lage spanning, stroom

Geen verliezen in string diodes mits niet aanwezig en aparte MPPT Stukken van het systeem kunnen wegvallen

lage

Hogere installatie kost, individuele MPPT, flexibel ontwerp voor expansie, lagere efficiëntie Elk apart zonnepaneel heeft zijn eigen MPPT, maar verlies door de spanningsversterkings fase gemiddeld

2.6 Netgekoppelde‐ versus autonome systemen De invertor is het element van de PV installatie dat aangesloten wordt op het elektriciteitsnet. Zijn taak is het omvormen van de geleverde DC‐spanning van de zonnepanelen naar een AC‐spanning die aan de netzijde kan gebruikt worden. De elektrische energie opgewekt in een PV‐paneel, is gelijkstroom (DC). Om een koppeling naar het net mogelijk te maken, moet deze omgevormd worden naar wisselstroom (AC). De gebruikelijke wisselspanning in een residentiële woning is 230 VRMS. De invertor zorgt ervoor dat de opgewekte energie van de zonnepanelen teruggestuurd wordt in het net. Het verloop van de koppeling op het distributienet kan teruggevonden worden op de website van Synergrid [7]. Afhankelijk van de toepassing, kan gekozen worden voor een één‐ of drie‐ fasige invertor. In residentiële toepassingen wordt meestal een enkelfasige invertor gebruikt. De omgevormde AC‐spanning kan op de gewenste spanning en frequentie gebracht worden door gebruik te maken van transformatoren, vermogensschakelaars en regelcircuits. In hoofdstuk 3 wordt dieper ingegaan op de werking van invertoren. De invertor genereert sinusoïdale stroom. De schakelcomponenten die gebruikt worden in de invertor zijn meestal IGBT’s (Insulated Gate Bipolar Transistor), MOSFET’s (Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor) en voor grote vermogens worden thyristoren gebruikt. Netgekoppelde invertoren zijn kwetsbaar voor vervuilingen op het net. Vandaar dat de invertor beveiligingen heeft om zich tegen de verschillende vervuilingen te beschermen. Vooreerst kan er een onderscheid gemaakt worden tussen netgekoppelde en autonome systemen. 13 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

2.6.1 Netgekoppelde systemen Vandaag is het belangrijkste toepassingsgebied van fotovoltaïsche systemen de netgekoppelde installaties. Netgekoppelde zonnepanelen zijn door een invertor verbonden met het distributienet. Figuur 2.9 geeft een principe schema weer. De invertor moet zo gedimensioneerd worden dat deze 80% tot 90% van het piek‐ vermogen van de zonnepanelen kan omvormen. Indien dit niet het geval is, zijn de gevolgen nadelig voor de levensduur van de invertor [4].

Figuur 2.9: Principe schema netgekoppeld systeem Zoals besproken in paragraaf 2.5 bestaan er bij de netgekoppelde systemen 3 courante topologieën van serie‐ en parallelschakelingen van zonnepanelen, voorgesteld in Tabel 2.3. Tabel 2.3: Overzicht PV topologieën [8] Type Circuit Topologie

Centrale

String

AC‐module

Het is uitzonderlijk dat het elektrisch verbruik overeenstemt met de geproduceerde elektriciteit. Het grote voordeel van netgekoppelde systemen, is dat ze hier flexibel en efficiënt mee omgaan. Indien het PV‐systeem meer elektriciteit produceert dan voor eigen gebruik noodzakelijk, zal het overschot aan het elektriciteitsnet worden afgestaan. Indien de geproduceerde elektriciteit onvoldoende is om aan de eigen vraag te voldoen, wordt extra elektriciteit uit het elektriciteitsnet onttrokken. De energie die je terugstuurt in het net is voor een residentiële toepassing gelimiteerd op 10 kVA. Voor hogere vermogens dient een aanvraag ingediend te worden [7].


2.6.2 Autonoom systeem Een principe schema van een autonoom systeem wordt voorgesteld in Figuur 2.10. Dit voorbeeld is één van de vele mogelijkheden. Algemeen gezien betekent het dat een autonoom systeem niet aangesloten wordt op het openbaar elektriciteitsnet. Bij overproductie wordt de energie opgeslagen in een accu. Bij een tekort kan de voorraad in de accu worden aangesproken. Bij het berekenen van de accugrootte van het autonoom systeem dient rekening te worden gehouden met de verwachte vraag, het verwachte aanbod en de gewenste leveringszekerheid. Dit leidt er toe dat autonome systemen ruim gedimensioneerd moeten worden om aan een bepaalde vraag te kunnen voldoen. De kosten liggen daardoor hoger dan bij netgekoppelde systemen. Het voordeel van dit type systeem, is dat dit vrij te verplaatsen is terwijl netgekoppelde systemen altijd stationair zijn. Dit kan bijvoorbeeld voor een elektrische wagen een (gedeeltelijke) oplossing bieden. Het nadeel van dit systeem is dat het nauwkeurig gedimensioneerd moet zijn voor de toepassing dat voorzien moet worden van stroom. Hierbij is ook een investering nodig van accu’s. Wanneer geproduceerde energie opgeslagen wordt in een accu, kan energie verloren gaan onder de vorm van warmteverliezen. Wanneer de accu vol is, wordt de geproduceerde elektriciteit niet verder meer opgeslagen. Bij netgekoppelde systemen bestaat dit probleem niet. Daarenboven zijn batterijen ook onderhevig aan slijtage. Ze moeten geregeld nagezien‐ en vervangen worden.

Figuur 2.10: Principe schema autonoom systeem Aangezien autonome systemen buiten het onderzoeksdomein van deze studie vallen, worden deze niet verder meer behandeld.

2.7 Meetapparatuur en beveiliging Invertoren hebben een specifieke functie in een PV‐systeem. Ze bepalen de dynamische interactie tussen de zonnepanelen en het distributienet. Het distributienet is initieel niet ontworpen om decentrale voedings‐ bronnen op aan te sluiten, maar enkel bedoeld voor verbruikers. Hierdoor moeten PV‐installaties voldoen aan bijzondere eisen. Bescherming van het net speelt dus een belangrijke rol. De voornaamste standaard beveiligingen voor PV‐systemen zijn; ‐ Onderspanning beveiliging ‐ Overspanning beveiliging ‐ Eiland beveiliging of anti‐islanding ‐ DC‐injectie controle ‐ Aardlekschakelaar (differentieel) Deze worden verder toegelicht in paragraaf 3.4. 15 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

3 Invertor 3.1 Inleiding De invertor behoort tot het centrale deel van een PV‐systeem. De verschillende functies [8] van een invertor zijn: ‐ Converteren en vermogensoverdracht De invertor converteert een variabele gelijkspanning in een wisselspanning. Voor autonome toepassingen is een vaste wisselspanning vereist. Voor netgekoppelde systemen, is het volgen van de netspanning en frequentie noodzakelijk. De variabele gelijkspanning kan hoger of lager zijn dan de piekwaarde van de netspanning. Daarom is het van belang dat de vermogensoverdracht van een zonnepaneel volledig overgaat via de invertor naar het elektriciteitsnet. ‐ Vermogenkwaliteit De omgevormde elektriciteit moet aan een bepaalde vermogenkwaliteit voldoen, zoals een lage totale harmonische distortie (THD), frequentie en flikker. ‐ Bescherming en beveiliging Het beschermen van de zonnepanelen en elektrische systemen tegen abnormale spanningen, stromen, frequenties en temperatuur. Dit kan met extra functies zoals anti‐islanding, filters en indien nodig elektrische isolatie. De invertor heeft ook een paar beveiligingen ingebouwd om zichzelf te beschermen. Zo zijn er onderspanning‐ en overspanningsbeveiligingen. ‐ Maximum Power Point Tracking (MPPT) Deze bepaalt het optimale werkpunt van het zonnepaneel zodat het maximale vermogen uit het paneel wordt gehaald. In dit hoofdstuk wordt eerst en vooral een classificatie gemaakt van de verschillende soorten invertoren en hun basiselementen. De verschillende soorten elementen worden ook ontleed. Vervolgens wordt de vermogenkwaliteit van de invertor verder behandeld. Daarna wordt de bescherming van beveiliging besproken, hoe een invertor zal reageren op fenomenen die voorkomen in het distributienet, om ten slotte de MPPT en de werking ervan te bespreken.

3.2 Classificatie van invertoren Er kunnen twee grote groepen onderscheiden worden van elkaar, namelijk: Lijn commuterende invertoren en zelf gecommuteerde invertoren. Eender welke invertor zal met één van de twee technologieën werken. De volgende classificatie richt zich op de verschillende één‐ en meer‐ trap invertor technologieën die gevoed worden door fotovoltaïsche panelen. In wat volgt wordt telkens uitgegaan van een enkelfasige invertor. De invertoren kunnen volgens vijf categorieën onderverdeeld worden: 1) Het aantal verwerkingstrappen 2) Verandering in de spanning amplitude 3) Het type condensator 4) Galvanische scheiding tussen ingang en uitgang 5) Aard van de netgekoppelde eindtrap Ten slotte zijn sommige invertoren aangewezen als de beste kandidaat voor een bepaalde PV‐paneel topologie zoals weergegeven in Tabel 2.2.


3.2.1 Aantal verwerkingstrappen Netgekoppelde invertoren kunnen in twee grote groepen onderverdeeld worden, namelijk één‐trap invertoren en de meertraps invertoren.  Een ééntrap invertor converteert de DC‐spanning van de zonnepanelen in één trap van DC naar AC. Een meertraps invertor converteert in een eerste fase de DC‐spanning van de zonnepanelen naar een constante tussenkringspanning om dan in een tweede trap van DC naar AC over te gaan.

3.2.1.1

Ééntrap invertor

Een ééntrap invertor wordt gedefinieerd als een invertor met een ééntrap/stage van vermogen conversie (het verhogen of verlagen van de DC‐spanning) en het moduleren van de sinusvormige spanning. De invertor in Figuur 3.1 heeft een eenvoudige schakeling en een laag aantal componenten, wat leidt tot een lage kost en hoge efficiëntie. Dergelijk systeem heeft ook robuuste prestaties en een hoge betrouwbaarheid. De ééntrap invertor heeft een gelimiteerd bereik van ingangsspanning waardoor deze het toepassingsbereik kan verkleinen. Deze installaties worden vaak teruggevonden bij de industrie, omdat hier meestal voldoende plaats is om met vaste strings van zonnepanelen te werken.

Figuur 3.1: Principe schema ééntraps netgekoppeld PV‐systeem

3.2.1.2

Meertraps invertor

Een meertraps invertor wordt gedefinieerd als een invertor met meer dan één trap/stage van vermogen conversie, waarbij meestal een trap het verhogen of het verlagen van de gelijkspanning voorziet. Een volgende trap verzorgt de elektrische scheiding met behulp van een transformator, als laatste voorziet de eindtrap de DC‐AC conversie. Meertraps invertoren hebben een breder bereik van ingangsspanning. Een breed ingangsbereik wordt bekomen door een DC‐DC converter te integreren met ofwel een spanningsverlagende functie (buck‐ converter), een spanningsverhogende functie (boost converter) of beide functies (buck‐boost converter). Hierdoor kan een constante ingangsspanning aangeboden worden aan de DC‐AC converter. Een dergelijke DC‐DC converter, DC‐AC invertor combinatie wordt op grote schaal toegepast. Figuur 3.2 illustreert schematisch een netgekoppelde meertraps PV‐invertor. Het nadeel van meertraps invertoren is hun ingewikkeldere structuur, hun lager rendement en hun algemeen hogere kostprijs. Toch blijkt dat het meest gebruikte type invertor in residentiële toepassing de meertraps 17 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

invertor is vanwege zijn groter bereik van ingangsspanning. Bij installaties van particulieren verschilt het aantal zonnepanelen per installatie waardoor geen vaste ingangsspanning vooraf kan bepaald worden.

Figuur 3.2: Principe schema meertraps netgekoppeld PV‐systeem

3.2.2 Stabiliseren van de tussenkringspanning Een stabiele tussenkringspanning kan bekomen worden op twee manieren, namelijk door middel van een elektronische schakeling of door middel van een transformator. Een overzicht wordt gegeven in Figuur 3.3. PV‐Invertor Één trap invertor Meer trap invertor Zonder Met DC‐DC converter DC‐DC converter met transformator lijntransformator zonder transformator HF transformator Vb. Buck‐boost Vb. Flyback Figuur 3.3: Overzicht PV‐invertor verwerkingstrappen Algemeen wordt een DC‐DC converter toegepast om, vertrekkende van een instabiele ingangsspanning, over te schakelen naar een stabiele tussenkringspanning met de gewenste grootte. Dit laat ook toe om te werken met een groter variabel ingangsbereik. Er bestaan twee soorten DC‐DC converters, namelijk de DC‐DC converter die gebruik maakt van een hoogfrequente transformator [9] en de DC‐DC converter die gebruik maakt van geschakelde voedingen. Er bestaan vier courant toegepaste geschakelde voedingen: ‐ Een buck‐converter ‐ Een boost‐converter ‐ Een buck‐boost converter ‐ Flyback converter


De DC‐DC converter wordt altijd geïmplementeerd als de eerste fase/stage van een meertraps invertor zoals te zien in Figuur 3.2. Hierdoor is de tussenkringspanning van dit type invertoren stabieler dan bij ééntraps invertoren.

3.2.2.1

Buck converter

De buck converter of “step‐down voltage regulator” (zie Figuur 3.4) zet een DC‐spanning om naar een lagere DC‐spanning. De buck converter bestaat uit volgende elementen; een schakelaar (S), een diode (D), een energieopslag element (L) en een afvlakcondensator (C). De MOSFET (S) wordt aangestuurd door een PWM (Pulse Width Modulation) signaal. De schakelaar (S) is meestal een transistor of MOSFET. De diode (D) wordt in sommige gevallen vervangen door een schakelaar om minder verliezen te hebben en het energieopslag element is meestal een spoel (L).

Figuur 3.4: Principe schema buck converter Principiële werking van een buck converter: de gemiddelde uitgangspanning (Uuit) wordt via de werkverhouding ( ) van de schakelaar vastgelegd. Door het aansturen van de MOSFET zal er een stroom iL vloeien door de spoel die een magnetische energie E (3.1) opbouwt in de kern. Tijdens deze periode is de diode gesperd.

.

(3.1)

Zodra de MOSFET (S) niet meer aangestuurd wordt zal de spoel de verandering tegenwerken: de stroom blijft vloeien tot alle energie uit de spoel onttrokken is (3.1). De ontlading zal gebeuren door het voeden van de belasting. De condensator neemt een deel van de energie om een zo constant mogelijke stroom te krijgen. Een buck converter kan in twee modes werken. De continue mode is als de stroom door de spoel (iL) nooit tot nul daalt tijdens een periode. In sommige gevallen is de energie die de belasting vraagt klein genoeg om de stroom door de spoel naar nul te laten dalen waardoor discontinue mode werkt. Bij het bestuderen van netgekoppelde invertoren is de belasting onverzadigbaar waardoor discontinue verloop niet tot zelden voorkomt.

3.2.2.2

Boost converter

De boost converter of “step‐up voltage regulator” in Figuur 3.5 zet een DC‐spanning om naar een hogere DC‐ spanning. Een boost converter heeft veel weg van een buck converter. Hij bestaat uit dezelfde elementen, maar op een iets andere plaats wat resulteert in een ander effect.


Figuur 3.5: Principe schema boost converter Principiële werking van een boost converter: de gemiddelde uitgangspanning (Uuit) wordt via de werkverhouding ( ) van de MOSFET vastgelegd. Door het aansturen van de MOSFET zal er een stroom iL vloeien door de spoel die een magnetische energie E (3.1) opbouwt in de kern. Tijdens deze periode is de diode gesperd. Zodra de MOSFET (S) niet meer aangestuurd wordt zal de spoel een inductiespanning over zijn klemmen zetten die in serie staat met de ingangsspanning Uin. Deze spanning komt dan rechtstreeks over diode D en de belasting. Een boost converter kan zowel in discontinue als in continue mode werken. Dit is hetzelfde principe zoals uitgelegd in 3.2.2.1.

3.2.2.3

Buck‐boost converter

De buck‐boost converter of “step‐up ‐down voltage regulator” in Figuur 3.6 zet een DC‐spanning om naar een hogere of lagere DC‐spanning dan de ingangsspanning.

Figuur 3.6: Principe schema buck boost converter Zoals bij de boost converter wordt er magnetische energie (3.1) opgeladen in de spoel als de MOSFET (S) gesloten is. Wanneer de MOSFET (S) niet meer aangestuurd wordt zal de opgestapelde energie zich via de diode en de belasting ontladen. De polariteit van de spoel is nu invers tegenover Uin. Bij deze converter worden twee werkingsmethoden (verlagen en verhogen van DC‐spanning) toegepast.

3.2.2.4

Flyback converter

Voor het realiseren van een netscheiding biedt een flyback configuratie een oplossing. Deze configuratie maakt namelijk gebruik van een transformator. Figuur 3.7 toont het vereenvoudigd schema van een Flyback converter. De Flyback configuratie en werking is vergelijkbaar met die van een Buck‐boost converter, maar dan met de spoel opgesplitst als transformator.


Figuur 3.7: Principe schema flyback converter

3.2.2.5

Hoogfrequentie transformator

Voor het verhogen van de gelijkspanning kan ook een hoogfrequentie transformator (HFT) gebruikt worden. Hier zullen de MOSFET’s (T1, T2, T3 en T4) met hoge schakelfrequentie schakelen. Met behulp van een diodebrug wordt een gelijkspanning gevormd, zoals weergegeven in Figuur 3.8. De voordelen van een hoogfrequente transformator is dat er een galvanische scheiding is, en ook een vermindering in omvang en gewicht voor meer informatie zie 3.2.4.2.

Figuur 3.8: Principe schema hoogfrequentie transformator

3.2.3 Condensator Een centraal element in de invertor is de condensator. De meest voorkomende condensatoren zijn van het elektrolytische type. De condensator heeft als functie de busspanning van de invertor zo constant mogelijk te houden en de rimpel van de busspanning te verkleinen.

3.2.4 Transformator Voor de veiligheid en het voorkomen van operationele problemen worden netgekoppelde invertoren galvanisch gescheiden van het distributienet zodat de aangemaakte DC‐spanning van de PV panelen niet direct in contact staat met het elektriciteitsnet. In sommige landen in de EU is het verplicht een transformator te hebben om DC‐injectie in het elektriciteitsnet te voorkomen. DC‐injectie kan een distributietransformator in verzadiging brengen. Voor meer informatie over DC‐injectie wordt er verwezen naar sectie 3.3.1. Transformatoren kunnen ook gebruikt worden om de spanning te verhogen. Er worden twee transformatortypes toegepast in invertoren, namelijk de lijn transformator en de hoogfrequentie transformator [6].


3.2.4.1

Lijn transformator

De Lijn Frequentie Transformator (LFT) werkt met de netfrequentie en wordt gekoppeld tussen de invertor en het net. Deze wordt beschouwd als een slecht component omwille van zijn grote omvang, gewicht en prijs. Hij wordt vaak toegepast bij een ééntrap invertor. De eindtrap van de invertor zal dan op een lagere spanning werken.

Figuur 3.9: Lijnfrequentie transformator

3.2.4.2

Hoog frequentie transformator

Moderne invertoren hebben meestal een hoogfrequentie transformator geïntegreerd in de DC‐DC converter. De voordelen van een hoogfrequentie transformator zijn de kleinere omvang, minder gewicht en lagere prijs. De vermindering in omvang kan verklaard worden door volgende formule (3.2). Bij hogere frequenties zal de fluxdichtheid stijgen waardoor de weekijzeren kern minder vlug zal verzadigd worden. Hierdoor zal de kern (a) verkleind worden. 2∗ ∗ ∗ ∗ ∗ (3.2) √2 E = spanning [V] f = frequentie [Hz] N = aantal windingen a = doorsnede kern [mm²] B = fluxdichtheid [Wb/m²] Een hoogfrequentie transformator wordt gebruikt bij DC‐AC‐AC‐DC, zie Figuur 3.10, en de DC‐AC‐AC, zie Figuur 3.11.

Figuur 3.10: Hoogfrequentie transformator DC‐AC‐DC‐AC topologie

Figuur 3.11: Hoogfrequentie transformator DC‐AC‐AC topologie


3.2.5 Types netgekoppelde eindtrappen Netgekoppelde invertor types zijn een belangrijk element om de opgewekte gelijkstroom te converteren naar een sinusoïdale wisselstroom. De PV‐invertoren gebruiken Pulse Width Modulation (PWM) controllers om een sinusvormige stroom te genereren. De schakelfrequentie die gebruikt wordt in de verschillende eindtrappen is 20 tot 500kHz [10]. De veelgebruikte schakelelementen die bij een PV‐invertor worden gebruikt zijn MOSFET’s en IGBT’s. In deze paragraaf worden de meest courant gebruikte eindtrappen voor PV‐invertoren besproken. Deze zijn : ‐ De half bridge invertor ‐ De H‐brug ‐ De HERIC invertor ‐ H5 invertor ‐ HPC invertor

3.2.5.1

Half Bridge invertor

De halve H brug (Figuur 3.12) wordt gevormd door twee IGBT’s en een capacitieve deler aangesloten op de PV panelen. De verbinding van de nulleider van het net op het middelpunt van de capacitieve deler verzekert een bijna constante common mode spanning, waardoor een eventuele lekstroom voorkomen wordt. De halve H brug invertor vereist een ingangsspanning tweemaal de piekspanning van het net. Anders zou de stroom van het net naar de invertor vloeien. Dit zou betekenen dat de invertor energie uit het net zou halen om de tussenkring op te laden. Om een voldoende hoge spanning voor de halve H brug te verzekeren kan een hoogfrequente transformator of een boost converter gebruikt worden. De halve H brug heeft een matige efficiëntie, waardoor deze weinig voorkomt of aanbevolen wordt.

Figuur 3.12: Principe schema halve H brug invertor

3.2.5.2

H‐brug

De H‐brug of ook gekend als full bridge heeft zijn naam van de vier schakelelementen die in H vorm opgesteld staan (Figuur 3.13). De H‐brug is een bekende topologie en bestaat uit twee halve brug schakelingen. Om de vier schakelaars van deze topologie te beheersen, kunnen er meerdere PWM‐technieken (Pulse Width Modulation) worden uitgevoerd. De drie verschillende PWM technieken zijn bipolaire, unipolaire en hybride modulatie.


Figuur 3.13: Principe schema H brug

3.2.5.3

H5 invertor

In Figuur 3.15 is de H5 schakeling te zien. Deze schakeling is gepatenteerd door de firma SMA. Het schakelelement S5 dient als buck schakelaar, en zorgt voor gelijkspanning zoals voorgesteld in Figuur 3.14 deze wordt dan gereguleerd tot een sinusvormige stroom. De IGBT’s S1 en S3 zijn laag frequentie schakelaars en worden gebruikt om het netwerk te selecteren terwijl MOSFET S2 met PWM opereert voor de negatieve cyclus en MOSFET S4 voor de positieve cyclus. De grote voordelen van deze schakeling zijn de hoge efficiëntie en het ontbreken van lekstromen, beide belangrijk voor een PV‐systeem. Het nadeel van deze invertor is dat de ingangsspanning hoger moet zijn dan de piekspanning van het net. Dit beperkt dus de ingangsspanning van de PV‐invertor. Een mogelijke oplossing om het bereik uit te breiden is het toepassen van een DC‐DC converter zoals de buck‐boost schakeling.

Figuur 3.14: Cycloïde gelijkspanning


Figuur 3.15: Principe schema H5 invertor

3.2.5.4

HERIC invertor

HERIC staat voor “Highly Efficient and Reliable Inverter Concept” (zie Figuur 3.16). De schakelelementen S1, S4 en S2, S3 schakelen om de beurt tijdens de positieve en negatieve cyclus. Hulpcontacten S5 en S6 schakelen aan tijdens nul overgangen, en schakelen uit wanneer S1, S4 en S2, S3 ingeschakeld zijn. Deze schakeling heeft een betere efficiëntie dan de H5 schakeling (zie paragraaf 3.2.5.3) omdat hier slechts twee schakelaars gebruikt worden om de golfvorm te maken. De HERIC schakeling heeft geen lekstroom. Voor deze ééntraps invertor wordt ofwel een transformator gebruikt om de ingangsspanning te verhogen ofwel dient er een hogere ingangsspanning gecreëerd te worden door meer PV‐panelen in serie te schakelen. De tweede oplossing wordt niet graag toegepast vanwege de continue wijzigende karakteristieken van het PV paneel.

Figuur 3.16: Principe schema HERIC invertor

3.2.5.5

NPC invertor

NPC staat voor “Neutral Point Clamp” en wordt weergegeven in Figuur 3.17. Tijdens de positieve cyclus zal S2 continu aangestuurd worden terwijl S1 zal commuteren op schakelfrequentie, S3 en S4 worden niet aangestuurd. Met andere woorden wanneer S1 aan het schakelen is, zal de stroom vloeien van S1 naar S2 en vervolgens naar het net. Wanneer S1 niet aangestuurd wordt zal een verzwakkende stroom door Diode D1 en S2 vloeien. Tijdens de negatieve cyclus zal S3 continu aangestuurd worden en S4 commuteren op schakelfrequentie. De NPC topologie is een geschikte topologie voor transformatorloze PV systemen. Het nadeel van de ééntraps NPC invertor is de hoge ingangsspanning. Deze moet tweemaal de piekspanning zijn van het net, wat tot gevolg heeft dat sommige PV‐systemen de maximale toegestane spanning overschrijden. Mogelijke oplossing is een boost converter vóór de NPC topologie te plaatsen waardoor het een meertraps invertor wordt. 25 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

Figuur 3.17: Principe schema NPC invertor

3.3 Vermogenkwaliteit PV systemen moeten aan bepaalde technische eisen voldoen vooraleer gekoppeld te kunnen worden aan het elektriciteitsnet. Dit om ervoor te zorgen dat een goede vermogenkwaliteit, veiligheid en betrouwbaarheid kan worden gegarandeerd. Daarom moeten abnormale werkingsomstandigheden die invloed kunnen hebben op het netgekoppelde PV‐systeem worden voorkomen.

3.3.1 DC‐injectie Door het gebruik van transformatorloze invertoren is het mogelijk dat een DC‐stroom geïnjecteerd wordt in het net. Dit heeft nefaste gevolgen voor de distributietransformator; namelijk een verschuiving van het werkingspunt of het werken in verzadiging. De verschuiving van het werkingspunt heeft als gevolg dat grote stromen onttrokken worden aan de primaire zijde van de transformator. Bij verzadiging zullen onnodig extra harmonischen verder in het net geïnjecteerd worden. DC‐injectie ontstaat door imperfecties in de schakelcircuits, zoals ongelijke schakelflanken of schakeltijden, kunnen er onevenwichten ontstaan tussen de positieve en de negatieve alternaties [4]. Het verschil van de positieve (rood) en de negatieve (groen) is het deel dat als DC‐stroom in het net geïnjecteerd wordt (blauw) zoals weergegeven in Figuur 3.18.

Figuur 3.18: DC‐injectie 26 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

Om DC‐injectie te elimineren zonder een grote transformator te integreren worden complexe controle algoritmes uitgevoerd. Toch slagen deze algoritmes er niet 100 procent in om DC‐injectie volledig te elimineren.

3.3.2 Harmonischen Niet‐lineaire verbruikers onttrekken een niet‐lineaire stroom uit het net. Door de netimpedantie zal deze niet‐ lineaire stroom een spanningsval veroorzaken waardoor de netspanning niet‐linear wordt. Bijgevolg zullen ook lineaire verbruikers onderhevig worden aan een niet‐sinusoïdale spanning. De belangrijkste types van verstorende apparatuur zijn : ‐ Lijn commuterende invertoren Deze invertoren nemen de golfvorm van de voedingsspanning als referentiesignaal om de schakelelementen aan te sturen. Omdat het referentiesignaal van de voedingsspanning afkomstig is, is de invertor synchroon met het elektriciteitsnet. Echter, als de voedingsspanning vervuild is, zal het referentiesignaal ook vervuild zijn en de stroomregelaar van de invertor zal zijn eigen uitgangsstroom laten overeenkomen met het vervuild referentie signaal. Hierdoor kunnen onvoorziene harmonischen opgewekt of versterkt worden. ‐ Zelf commuterende invertor Deze invertor creëert zelf een eigen referentiesignaal, maar moet dan aan de hand van een synchronisatie relais aan het elektriciteitsnet gekoppeld worden. Hierdoor worden geen harmonischen versterkt.

3.4 Bescherming en beveiligingen 3.4.1 Anti islanding Eén van de belangrijkste veiligheidsproblemen is een onbedoelde eilandwerking of “islanding”. Eilandwerking is een toestand waar een PV‐systeem energie blijft leveren aan de lokale belasting terwijl het elektriciteitsnet ontkoppeld is van het PV‐systeem. Tijdens eilandwerking of islanding zal het PV‐systeem ontkoppeld moeten worden om eventuele schade in het systeem te voorkomen. Het verder voeden van het net tijdens een kortsluiting brengt gevaarlijke situaties met zich mee. Een algemeen concept van eilandwerking wordt geïllustreerd in Figuur 3.19.

Figuur 3.19: Algemeen concept islanding


Eilandwerking komt voor wanneer een netstroomonderbreker in werking treedt terwijl het PV‐systeem nog altijd stroom levert aan de lokale belasting. Dit fenomeen treedt op wanneer er een onvoorspelbare onderbreking plaatsvindt zoals kortsluiting of overbelasting [11]. Om bovenstaande situaties te vermijden zijn verschillende types anti islanding detectie methoden ontwikkeld. Er kunnen twee hoofdgroepen onderscheiden worden, namelijk de interne eilanddetectie en de externe eilanddetectie. In Figuur 3.20 is deze onderverdeling voorgesteld. Anti‐islanding detectie methoden Interne Externe detectie detectie methoden methoden Actieve Hybride Utility Communicatie Passieve detectie detectie detectie detectie detectie methode methode methode methode methode Figuur 3.20: Classificatie anti‐islanding detectie methoden Passieve detectie Interne detectie methoden baseren zich op meetgegevens van het PV‐systeem terwijl de externe detectie zich baseert op communicatie tussen het distributienet en het PV‐systeem. Voor een beter begrip van eilandwerking worden onderstaande begrippen verduidelijkt: ‐ De Non Detection Zone (NDZ): als de belasting veel groter is dan het geleverde vermogen van het PV‐ systeem dan zal bij eilandwerking een grote amplitude daling en frequentie verandering waargenomen worden. Omgekeerd, als het geleverde vermogen van het PV‐systeem veel groter is dan de belasting zal bij eilandwerking een amplitude stijging en frequentie verandering waargenomen worden. Echter, indien de belasting ongeveer gelijk is aan het geleverd vermogen dan zal er bij eilandwerking geen verandering gedetecteerd worden. Anders verwoord, in deze zone zal het moeilijk zijn om eilandwerking te detecteren. Deze zone wordt “Non Detection Zone” genoemd afgekort NDZ. ‐ De kwaliteitsfactor (Q‐factor) of Performance ratio (PR): toont aan hoe energie‐efficiënt en betrouwbaar de PV‐installatie is. Deze factor wordt berekend door de verhouding te nemen van de opgemeten energie output (kWh) en de berekende energie output. Dus een hoge Q‐factor (= 1) betekent dat het systeem goed functioneert. De Q‐factor kan beïnvloed worden door inwendige fouten, defecte zonnepanelen, enz.. Door de Q‐factor in een grafiek uit te zetten kunnen afwijkingen vroegtijdig gedetecteerd worden wat op fouten in de PV‐installatie kan wijzen. Beide begrippen geven weer hoe goed de anti islanding zal werken.


3.4.1.1

Passieve detectie

Deze detectie methode werkt aan de hand van bepaalde systeemparameters (zoals de variatie in de spanning, frequentie, harmonische vervorming van het net). Deze parameters bepalen hoe de invertor wijzigingen zal doorvoeren aan het uitgangsvermogen om zo te voldoen aan specifieke voorwaarden tijdens de eilandbeveiliging. De opgemeten parameters (netspanning, frequentie) variëren sterk als het systeem in eiland werkt. Door de opgemeten parameters te integreren kan bepaald worden wanneer een invertor in eilandwerking treedt. Het is belangrijk om de verschillende drempelwaarden correct in te stellen om de juiste eilandwerking te onderscheiden van andere stoornissen in het geverifieerd systeem. Algemeen zijn de passieve detectie methoden snel en creëren geen storingen op het distributienet. Als nadeel hebben deze een grote NDZ waardoor detectie van eilandwerking niet altijd gegarandeerd kan worden. Er bestaan verschillende manieren van passieve eilanddetectie: ‐ Frequentiebescherming en bescherming van spanning. Indien de frequentie of spanning een vooraf bepaalde grenswaarde onderschrijdt/overschrijdt zal de invertor injectie stoppen. ‐ Detectie van fasesprongen. Hier wordt het verschil gecontroleerd tussen uitgangsspanning en de uitgangsstroom. Bij een plotse fasesprong zal het PV‐systeem stoppen met injecteren. ‐ Het monitoren van de harmonische inhoud van de uitgangsspanning en ‐stroom. Bij deze vorm van beveiliging wordt meestal de derde harmonische gecontroleerd op een beduidende verandering. Indien deze een ingestelde limiet bereikt zal de invertor stoppen met injecteren. Deze passieve methodes hebben geen invloed op de netkwaliteit aangezien ze enkel de netparameters bewaken.

3.4.1.2

Actieve detectie

De actieve detectiemethode is gebaseerd op het injecteren van kleine storingssignalen om het effect ervan te controleren. Het concept van deze methode is dat een kleine storing significanter zal worden als het PV‐ systeem in eilandbedrijf werkt. Zodra de waarden van de systeemparameters significant variëren kan eilandwerking gedetecteerd worden. Actieve methoden kunnen efficiënt de NDZ verminderen of zelf elimineren, waardoor eilandwerking nauwkeurig kan gedetecteerd worden. Een nadeel is dat deze detectie een extra schakeling heeft om storingen te kunnen genereren waardoor de complexiteit verhoogd wordt. Ook zullen de storingen een invloed hebben op de vermogenkwaliteit van het net, zoals spanningsvervorming of instabiliteit van het systeem. Er zijn verschillende manieren van actieve detectie: ‐ Detectie van impedantie bij specifieke frequentie. Dit kan gebeuren door het injecteren van stroompulsen. Een ongewone afwijking in de impedantie wijst op een discontinuïteit in het net wat een eilandsituatie kan zijn. Bij zwakke netten zou dit tot valse uitschakelingen kunnen leiden. ‐ Variatie van actief vermogen en reactief vermogen ‐ Frequentie afwijking is de methode waarvan de fase van de invertor verkeerd wordt uitgelijnd met de netfase om een stroomvariatie te veroorzaken. Dit wordt gedaan door het toevoegen van dode tijden op de stroom golfvorm.

3.4.1.3

Hybride detectie

De hybride detectiemethode is een combinatie van de actieve‐ en de passieve methode. De hybride methode combineert de detectieprocedures om de problemen van de actieve‐ en de passieve methode te voorkomen. Dit wordt gedaan om eilandwerking met een hogere efficiëntie te detecteren.


De passieve methode zal continu bewaken terwijl de actieve methode de korte verstoringen injecteert. Van zodra één van de twee methoden een eilandwerking detecteert zal het PV‐systeem zich ontkoppelen van het elektriciteitsnet. Zo kan op een gemakkelijke manier de NDZ verkleind worden.

3.4.1.4

Communicatie methode detectie

Communicatiemethoden zijn gebaseerd op communicatie tussen het PV‐systeem en het distributienet (Figuur 3.21). Eilandbedrijf wordt gedetecteerd wanneer de status van de netstroomonderbreker verandert en naar het PV‐systeem wordt verzonden. Deze methoden hebben een bussysteem nodig om de informatie te kunnen overbrengen wanneer eilandwerking zich voordoet. Deze techniek is het meest nauwkeurig en heeft een betere betrouwbaarheid dan de lokale eilandwerking‐detectie. Als nadeel kunnen we stellen dat communicatie‐apparatuur duur is.

Figuur 3.21: Principe schema anti‐islanding met communicatie methode

3.4.2 Uitgangsfilters De rol van de uitgangsfilter is om de hoge frequentie om te zetten van de PWM gemoduleerde spanning naar een laagfrequente sinusvormige spanning. Een filter heeft goede eigenschappen als deze een grote demping toont voor alle frequenties boven de 50 Hz. Een filter is aangesloten tussen het schakelelement en het net en is een passief element. Een filter heeft drie taken: (1) de spanning gegenereerd door het schakelelement omzetten naar een stroom, (2) het verminderen van de hoge frequenties zoals schakelruis en (3) de schakelelementen beschermen tegen transiënten [12]. Een nadeel aan een passieve filter is dat deze stand‐by verliezen heeft.

Figuur 3.22: Netzijde filters a) L‐filter

b) LC‐filter

c) LCL‐filter

Er bestaan drie types filters, namelijk de LCL‐, LC‐ en L‐ filter. zie Figuur 3.22. De L‐filter heeft uitstekende prestaties op gebied van spanning naar stroomconversie, maar de demping van de hoogfrequente ruis is eerder slecht. De LC‐filter toont goede prestaties op het gebied van stroom naar spanningconversie en ruisdemping. De LCL‐filter heeft zowel de goede eigenschappen van de L‐ als van de LC‐ filter. Bovendien wordt


de demping van hoogfrequente ruis verbeterd vanwege de extra inductantie. De condensator is hier ook minder blootgesteld aan netspanningsvervorming.

3.5 Maximum Power Point Tracking Maximum Power Point Tracking (MPPT) is een regelaar die ervoor zorgt dat het PV‐systeem op de maximale vermogensoverdracht werkt. Dit wordt gedaan om de beste efficiëntie te verkrijgen. Er bestaan verschillende technieken om bij PV‐systemen het Maximum Power Point (MPP) te vinden. De meest bekende technieken zijn: ‐ Schatten van Umpp ‐ Bepalen van de open‐circuit spanning ‐ Perturb and Observe (P&O) Een zonnepaneel heeft een niet‐lineaire stroom‐spanningskarakteristiek. Een stroom‐spanningskarakteristiek varieert naargelang de instraling van de zon, schaduw en temperatuur van het paneel. Vanuit de stroom‐ spanningskarakteristiek kan de vermogenkarakteristiek opgesteld worden. Op de I‐V‐ en op de P‐V karakteristiek (Figuur 3.24) van een zonnepaneel wordt het vermogenpunt berekend waar de vermogensoverdracht maximaal is. Dit wordt gedaan door het maximum punt spanning Ummp te vermenigvuldigen met het maximum punt stroom Immp bij een bepaalde toegevoerde straling. Op Figuur 3.23 kan je zien hoe bij een constante instraling (W/m²) de vermogencurve bepaald wordt. Bij een constante instraling worden de vermogens bepaald voor alle spanningen en bijhorende stroom. Het Maximum Power Point (MPP) is het hoogste punt op de P‐curve dat overeenkomt met de spanning en stroom waarden op de I‐V curve.

Figuur 3.23: MPP op de vermogencurve Op Figuur 3.24 kan je zien dat bij een veranderende instraling (W/m²), dus bij een veranderende stroom, de MPP punten ongeveer op dezelfde spanningslijn liggen. Enkel bij héél lage instraling zullen de MPP waarden wel grote spanningsverschillen tonen, dit bij spanningen < 25 V. Een invertor streeft ernaar om zoveel mogelijk op zijn MPP te werken. 31 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

Figuur 3.24: Invloed van de instraling op het MPP Temperatuur heeft een negatieve invloed op de opbrengst van het zonnepaneel. Deze zal minder hoge spanning opwekken naarmate de temperatuur stijgt waardoor de stroom‐spanningskarakteristiek naar links zal opschuiven zie Figuur 3.25.

Figuur 3.25: Invloed van de temperatuur op het MPP Bepalen van het Maximum Power Point : De eerste methode; schatten van Umpp; Het Maximum Power Point (MPP) ligt altijd op ongeveer dezelfde spanning tenzij bij heel kleine instraling; dan gaat deze naar nul. Hierdoor kan de spanning als constante ingesteld worden. Het nadeel is dat de MPP varieert met de instraling en de temperatuur van het zonnepaneel, waardoor niet altijd de optimale efficiëntie bereikt wordt. Zie Figuur 3.25.


De tweede methode; bepalen van open circuit spanning Deze methode biedt een oplossing om de invloed van de temperatuur te minimaliseren. Dit wordt gedaan door een zonnecel als referentie te nemen. Op deze zonnecel wordt de open klemspanning (UOC) gemeten. Door een constante (C) (vb. 0,72 voor monokristallijn silicium) in rekening te brengen kan het maximaal spanningspunt (Umpp) berekend worden (3.3). C. U U (3.3) De derde en meest gebruikte methode is de “Peturb and Observe” of afgekort de P&O methode; Hier wordt de P‐V karakteristiek gebruikt (Figuur 3.26). Er wordt gebruik gemaakt van de afgeleide dP/dV. De P&O methode wordt voornamelijk gebruikt omwille van het gemak van de uitvoering. De controller past de ingangsspanning aan en meet de doorgevoerde verandering in vermogen. Zolang het vermogen stijgt dP/dV is positief zal de ingangsspanning in dezelfde richting veranderen. Van zodra het vermogen daalt dP/dV is negatief, zal de controller de ingangsspanning laten dalen tot dP/dV gelijk aan nul is. Dit punt is de MPP waarde.

Figuur 3.26: Peturb and Observe De “Perturb and observe” methode zal periodiek het uitgangsvermogen berekenen afkomstig van de zonnepanelen [13]. Om geen nerveus systeem te krijgen wordt gebruik gemaakt van gemiddelde spanningen en stromen.

3.6 Besluit In dit hoofdstuk werden de verschillende soorten invertoren en hun belangrijkste bouwstenen besproken, alsook de verschillende functies (zie 3.1). Een PV‐invertor is een complex toestel dat op een zo efficiënt mogelijke manier zonne‐energie converteert naar een kwalitatief vermogen (power quality), dat voldoet aan bepaalde normen en standaarden, en in het elektriciteitsnet voedt. Een invertor die aangesloten is op het elektriciteitsnet mag ook een zekere power quality of vermogenkwaliteit van het net verwachten. Normen en standaarden worden in het volgende hoofdstuk besproken.


4 Regelgeving en normalisatie 4.1 Inleiding De behandelde invertoren in deze masterproef worden voornamelijk gebruikt in een normaal Europees huishouden. Bijkomend mogen deze enkel door professionele installateurs geplaatst worden. Om te weten welke wetgeving, standaarden en normen van toepassing zijn op een invertor moet er met de volgende parameters rekening worden gehouden:  PV‐invertoren met een gelimiteerd vermogen ≤ 16A  Europees huishouden (de Belgische/Vlaamse situatie wordt als voorbeeld uitgewerkt)  Deze masterproef spitst zich voornamelijk toe op het evalueren van spanningsdips In dit hoofdstuk worden de twee belangrijkste standaarden van spanningsdips aangehaald. In de volgende paragraaf wordt nagegaan hoe een fabrikant kan aantonen dat zijn product conform is met de vereiste wetgeving. Als laatste worden de eisen opgelijst die gesteld worden aan invertoren die gebruikt mogen worden in het Europese huishouden.

4.2 Landschap Binnen de Europese Economische Ruimte bestaat het principe van vrij verkeer van goederen/diensten en personen. Hierdoor is het voor een fabrikant mogelijk om binnen deze zone zijn product op de markt te plaatsen zonder voor ieder land aan specifieke eisen te voldoen. Het voldoen aan productvereisten gebeurt via het systeem van CE declaratie. Door het aanbrengen van een CE‐label verklaart de fabrikant dat het product voldoet aan de eisen die omschreven staan in de “new approach directives”. In het geval van een PV‐invertor zijn de toepasbare directieven de low voltage directive (LVD) en de ElectroMagnetic Compatibility directive (EMC). Deze directieven bevatten enkel een bepaalde “filosofie”; hoe dit praktisch moet worden uitgevoerd op productniveau staat omschreven in de relevante horizontale standaarden. Horizontale standaarden zijn groepstandaarden zij omvatten een specefieke verzameling van apparatuur bijvoorbeeld alles wat met information technology in verband staat. Geharmoniseerde standaarden verlenen het vermoeden van conformiteit op welbepaalde directieven. Welke standaarden geharmoniseerd zijn onder welke directieven is terug te vinden op de website van de Europese Unie [14]. In het kader van deze masterproef zijn de EMC directieven de meest relevante; productveiligheidsnormen zullen niet behandeld worden. De geharmoniseerde standaarden vinden steeds hun oorsprong op internationaal niveau. Zoals aangegeven in Figuur 4.1 worden de internationale standaarden door het IEC (International Electrotechnical Commission) standaardisatie‐orgaan opgesteld. Er is zich vaak niet bewust van, maar binnenin de IEC groep bestaat de CISPER (International Special Committee on Radio interference) groep. Deze subgroep specialiseert zich voornamelijk op het domein van de interferentiefenomenen. Op internationaal niveau worden verschillende standaarden opgesteld door een desbetreffend technisch comité. Voor deze masterproef is voornamelijk de IEC 61000 reeks van belang. Het is dan ook duidelijk dat deze normen specifiek van belang zijn, omdat ze het gedrag tegenover interferentiefenomenen voorschrijft/limiteert.


Zoals afgebeeld, wordt de IEC 61000 reeks onderverdeeld in verschillende subgroepen, namelijk: ‐ IEC 61000‐1 Algemene introductie, fundamentele principes, definities enz.; ‐ IEC 61000‐2 Omgevingsparameters, omschrijving, classificatie en compatibiliteitsniveaus; ‐ IEC 61000‐3 Emissie limieten, immuniteit limieten; ‐ IEC 61000‐4 Evaluatie technieken, meettechnieken; ‐ IEC 61000‐5 Installatie en mitigerende richtlijnen; ‐ IEC 61000‐6 Algemene normen; ‐ IEC 61000‐9 Diverse normen; In onderstaande Figuur 4.1 wordt het landschap van de verschillende regelgevingen en normen weergegeven. Let wel: dit is niet het volledige landschap. Enkel de relevante normering voor deze masterproef wordt afgebeeld.

Product gerelateerd

Additionele nationale vereisten

Net specifiek

Figuur 4.1: Regel en wetgevend landschap Via de CENELEC (Comité Européen de Normalisation Electrotechnique) standaardisatieorganisatie worden IEC‐ product standaarden vertaald naar de Europese (geharmoniseerde) standaarden. Meestal zijn de vertalingen een exacte kopie van de IEC variant, de CENELEC groep is verantwoordelijk voor het nagaan of een internationale standaard niet overeenkomt met de “new approach” directiven de algemene filosofie van Europa. Typisch zal de CENELEC groep geen technische reports vertalen, daarom zijn technische reports enkel als IEC versie beschikbaar (vb.: IEC 61000‐3‐7). Een Europese standaard wordt onder een bepaalde directive geharmoniseerd indien deze voldoet aan de algemene filosofie van de gekoppelde directieven. Iedere EN‐standaard wordt door de verschillende lidstaten vertaald/overgenomen in een nationale standaard. Ieder lidstaat kan via een nationale norm additioneel vereisten stellen zoals bv. op vlak van beveiliging zoals de DIN VDE 0126‐1‐1 (Automatisch schakeltoestel tussen een generator en het openbare laagspanningsnet).


De product gerelateerde normen specifiek van belang voor een PV‐invertor zijn de volgende: EN61000‐2‐8, EN61000‐4‐11, EN61000‐4‐30 IEC/TR 61000‐3‐7 en de IEC/TR 61000‐3‐3: ‐ IEC EN 61000‐3‐3 Electromagnetic compatibility (EMC) ‐ Part 3‐3: Limits ‐ Limitation of voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public low‐voltage supply systems, for equipment with rated current <= 16 A per phase and not subject to conditional connection ‐ IEC/TR 61000‐2‐8 Electromagnetic compatibility (EMC) ‐ Part 2‐8: Environment ‐ Voltage dips and short interruptions on public electric power supply systems with statistical measurement results ‐ IEC/TR 61000‐3‐7 Electromagnetic compatibility (EMC) ‐ Part 3‐7: Limits ‐ Assessment of emission limits for the connection of fluctuating installations to MV, HV and EHV power systems ‐ IEC EN 61000‐4‐30 Electromagnetic compatibility (EMC) ‐ Part 4‐30: Testing and measurement techniques ‐ Power quality measurement methods ‐ IEC EN 61000‐4‐11 Electromagnetic compatibility (EMC) ‐ Part 4‐11: Testing and measurement techniques ‐ Voltage dips, short interruptions and voltage variations immunity tests Aan de andere kant is er de Europese netnorm EN 50160; deze standaard wordt opgesteld door CENELEC. De EN 50160 (Spanningskarakteristieken in openbare elektriciteitsnetten) behandelt de belangrijkste kenmerken van de spanningstoegankelijkheid voor de afnemer in openbare laagspanning‐ en middenspanning‐ distributiesystemen; dit onder normale bedrijfsomstandigheden. Deze norm wordt dan ook in België door de VREG (Vlaamse Regulator voor de Elektriciteit‐ en Gasmarkt) verplicht en is opgenomen in het KB van: 21 JANUARI 2010. ‐ Ministerieel besluit houdende de goedkeuring van het technisch reglement distributie elektriciteit Vlaams Gewest. Deze is relevant voor de distributienetbeheerder en garandeert een bepaalde netkwaliteit aan de gebruiker. Het spreekt voor zich dat dit implicaties heeft voor energie producenten, inclusief PV‐installaties.

4.3 Standaarden relevant voor spanningsdips 4.3.1 IEC 61000‐4‐11 De internationale IEC 61000‐4‐11 norm specificeert de immuniteit, de test methoden en de limieten voor toestellen onderhevig aan spanningsdips, korte onderbrekingen en spanningsvariaties. Deze standaard omschrijft ook klassen waaraan de gesimuleerde spanningsdips aan moeten voldoen. Weergegeven in Tabel 4.1. Tabel 4.1: Voorkeur test‐niveau en de duur van spanningsdips

klassen klasse 1 klasse 2 klasse 3

Amplitude en duur voor spanningsdip (50Hz/60Hz) Geval per geval overeenkomstig de eisen van het meetapparatuur 0% amplitude 0% amplitude 70% amplitude 0,5 periode 1 periode 25/30 perioden 0% amplitude 0% amplitude 40% amplitude 70% amplitude 0,5 periode 1 periode 10/12 perioden 25/30 perioden


4.3.2 EN 50160 De Europese norm EN 50160 omschrijft een spanningsdip als volgt:“Onder een spanningsdip wordt verstaan een plotselinge verlaging van effectieve waarde van de spanning tot een waarde tussen 90% en 1% van de afgesproken waarde direct gevolgd door een herstel van deze spanning. De duur van de spanningsdip ligt tussen een halve periode (10 ms) en één minuut. Indien de effectieve waarde van de spanning niet onder de 90% van de afgesproken waarde daalt, wordt dit als een normale bedrijfssituatie verstaan. Indien de spanning onder de 1% van de afgesproken waarde daalt, is dit een onderbreking” [17]. Een spanningsdip is dan ook niet te verwarren met een onderbreking. Een onderbreking ontstaat ten gevolge van het aanspreken van een beveiliging bij een netfout. De netfout plant zich, in de vorm van een spanningsdip, voort over de rest van het distributienet. In Figuur 4.2 is het verschil tussen een dip, korte onderbreking en onderspanning te zien.

Figuur 4.2: Type spanningsverschillen Deze standaard om spanningsdips te karakteriseren, werd ingevoerd om op een reproduceerbare manier metingen te kunnen uitvoeren.

4.3.3 DIN VDE 0126‐1‐1

Amplitude (%)

De DIN VDE 0126‐1‐1 omschrijft wanneer de beveiliging tussen een generator en het laagspanningsnet de PV‐ installatie zal moeten afschakelen. De standaard DIN/VDE 0126 stelt het volgende: “spanningen < 80% Unom of >115% moeten leiden tot de loskoppeling van het net in 0,2 s sinds het begin van de fout”. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 Duur (ms) Figuur 4.3: De DIN VDE 0126‐1‐1 norm


4.3.4 Eigen bevinding Het limiteren van informatie naar enkel twee getallen (effectieve spanning en de duur) resulteert in een aanzienlijke informatie beperking bij de beschrijving van de individuele dip evenementen. Twee dips met dezelfde restspanning en duur kunnen een totaal verschillende invloed hebben op de apparatuur. Daarom is de definitie uit de IEC 61000 series en de EN 50160 ontoereikend in deze studie. Er wordt geopteerd voor een alternatieve methode bij de beschrijving en karakterisering van individuele spanningsdips. Hoofdstuk 4 presenteert de alternatieve beschrijving van individuele spanningsdips.

4.4 Eisen aan de implementatie van een PV‐invertor 4.4.1 EMC regelgeving Ieder elektrisch toestel is in staat om elektromagnetische storingen te genereren. Omgekeerd kan er gesteld worden dat een toestel ook elektromagnetische storingen kan oppikken en hierdoor beïnvloed kan worden. Het is duidelijk dat op grote schaal een zéér geconcentreerd elektromagnetisch emissiepatroon aanwezig is. Het is dan ook de bedoeling van de EMC directieven om voor alle elektrische toestellen een beperkte hoeveelheid elektromagnetische storing toe te laten en deze een bepaalde inertie te laten bezitten tegen deze radiatie, zodat het mogelijk blijft om toestellen op een gedeeld voedingsnet te laten functioneren. Het is dan ook van zéér groot belangdat een PV‐installatie over een voldoende grote inertie of storingsimmuniteit beschikt tegen storing van buitenaf.

Figuur 4.4: Vereenvoudigde aansluiting PV‐invertor In Figuur 4.4 is de interactie tussen het distributienet en de PV‐Invertor schematisch weergegeven. Het toestel is onder andere onderhevig aan emissie van buitenaf. Vervuiling op het net (1) kunnen bestaan uit spanningsdips, sags, brownouts, swells, onderbrekingen, harmonischen, ... Deze masterproef spitst zich toe op het onderzoek van laagfrequente fenomenen. Het is esentieel dat de PV‐invertor over een voldoende hoog immuniteitsniveau beschikt. Doordat een invertor niet in een specifiek productgerichte verticale standaard valt, zijn de immuniteitsniveaus omschreven in de IEC EN 61000‐6‐1 [15]. Verticale standaarden zijn productgerichte standaarden deze zullen één product of component behandelen. Aan de andere kant emitteert de PV‐invertor harmonischen, flicker enz. weergegeven in Figuur 4.4 als (2). De relevante limieten hiervoor zijn omschreven in de IEC EN 61000‐6‐3 [16]. Het toestel dient een lager emissieniveau te hebben dan de opgelegde individuele emissielimiet. De som van alle individuele storingsniveaus van het systeem wordt ook het totale emissieniveau genoemd.


Opmerkingen: De emissie kan zowel op de geleiders (2) als in de vrije lucht voorkomen (3). In de literatuur wordt dan ook het onderscheid gemaakt met conducted of radiated emission. Een toestel moet dus zowel een immuniteitsniveau beschikken tegen conducted emissie alsook voor radiated emissie. (1) en (2) vormen een onderdeel van power quality van het elektriciteitsnet en is dus ook gelinkt aan (4), de net‐norm EN 50160 [17]. De omgeving waarin het product wordt gebruikt heeft een significante invloed omdat het aanwezige achtergrondniveau van elektromagnetische emissie een bepalende factor is voor de bepaling van een referentie niveau, ook wel compatibiliteitsniveau genoemd. Een compatibiliteitsniveau beschrijft de graad van storing in een welbepaalde omgeving. De verschillende compatibiliteitsniveaus worden gedefinieerd in de IEC EN 61000‐2‐2 [18] norm. De IEC/TR 61000‐2‐8 [19] staat in verband met spanningsdips en onderbrekingen op het publieke net.

4.5 Besluit Uit de normstudie blijkt dat de scope van de verschillende normen internationaal geharmoniseerd is volgens de IEC 61000 serie. Meer specifiek is de IEC 61000‐4‐11 relevant naar het onderzoek van spanningsdips. Het is voor de fabrikant moeilijker om alle regionale vereisten (al dan niet regionaal verplicht) te integreren in hun producten. Het specifiek op het net injecteren van vermogen is gereglementeerd via de Europese Net norm EN 50160. De toegepaste meetopstellingen en analyse op de PV‐invertoren werden zo veel mogelijk geïnspireerd op de standaard IEC EN 61000‐4‐11 en gebaseerd op “good practice”.


5 Spanningsdips 5.1 Inleiding Variaties in spanning, zoals spanningsdips en kortstondige onderbrekingen zijn twee van de belangrijkste ‘power quality’ problemen die door de consument ervaren wordt. Er is een algemeen bewustzijn dat onderbrekingen niet volledig kunnen voorkomen worden op het energiesysteem. Nochtans streven de netuitbaters naar een distributienet dat 99.999 procent van de tijd energie levert [20]. Consumenten zijn echter minder tolerant wanneer hun apparatuur in fout treedt en/of defect gaat, ten gevolge van deze kortstondige verstoringen en spanningsdips. Dit fenomeen komt vaker voor dan een volledige uitval. De spanningsdips worden gekenmerkt door een korte verandering in de effectieve spanning. De gevolgen naar de consument zijn afhankelijk van de spanningsmagnitude tijdens de verstoring, de duur van de verstoring, het aantal betrokken fasen en de gevoeligheid van de apparatuur. Het merendeel van spanningsdips zijn het gevolg van fouten op het distributienet, en zijn dus onvermijdelijk, kortom, er zullen er altijd spanningsdips aanwezig zijn [21].

5.2 Omschrijving van een spanningsdip Dit hoofdstuk beschrijft de individuele spanningsdips zoals ze voorkomen op de aansluitdraden van een eindverbruiker. Het hoofddoel is om een méér gedetailleerdere beschrijving te geven dan de standaardinformatie waar enkel variatie in effectieve spanning en duur van de spanningsdip worden vernoemd. De beschrijving van spanningsdips op basis van één spanningswaarde (resterende spanning of dip) en een duur‐ waarde zoals beschreven in IEC 61000‐4‐30 is algemeen geschikt als eerste stap bij het kwantificeren, benchmarken en uitwisselen van informatie over dip prestaties van de apparatuur. Met deze standaard informatie is het echter niet mogelijk een duidelijk onderscheid te geven tussen de diverse spanningsdips. Het effect op de werking van de verschillende soorten apparatuur [22] is zeker niet te verwaarlozen. De gedetailleerdere beschrijving maakt het mogelijk een betere beoordeling te maken van alle relevante factoren en parameters van een spanningsdip die een invloed hebben op de gevoeligheid van verschillende soorten apparatuur. Dit om de realiteit zo dicht mogelijk te benaderen. Op zijn beurt helpt dit de eindgebruiker, ontwerpers en fabrikanten de prestaties van elektrische apparatuur beter te kwantificeren, te testen en te vergelijken. Zo kan apparatuur op een eenvoudige, consistente, transparante en reproduceerbare wijze getest worden, in het bijzonder met betrekking tot de voorgeschreven tolerantiegrenzen en drempels. De beschrijving van spanningsdips in dit hoofdstuk is niet bedoeld als vervanging van de werkwijze voorgesteld in IEC 61000‐4‐30 of enig andere methode. Er wordt gefocust op een meer gedetailleerde beschrijving van de individuele dipgebeurtenissen op basis van aanvullende dipkenmerken die worden ingevoerd in latere secties.

5.3 Typische enkelfasige spanningsdips Een typisch voorbeeld van een spanningsdip opgemeten in een éénfasig systeem wordt in Figuur 5.1 weergegeven. De spanning wordt gemeten bij de toevoer van 230V bij een eindverbruiker. Een spanningsdip is een daling in magnitude, vandaar dat deze vaker gevisualiseerd wordt door het uitzetten van de effectieve spanning in functie van de tijd. De effectieve spanning wordt berekend of afgeleid van de momentele spanning data. Deze uitzetting van de effectieve spanning is te zien op de onderste grafiek van Figuur 5.1. 40 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

Figuur 5.1: Spanningsdip in éénfasig systeem

5.4 Typische driefasige spanningsdips Figuur 5.2 stelt een typisch voorbeeld voor van een driefasig systeem. De drie fasespanningen werden opgemeten bij de toevoer van 11kV bij een eindverbruiker. In deze situatie toont de meting een spanningsdip in twee fasen en blijft de spanning ongeveer gelijk in fase 3. In de rechtergrafiek wordt de effectieve spanning in functie van de tijd uitgezet.

Figuur 5.2: spanningsdip in driefasig systeem [22]


5.4.1 Classificatie De classificatie van spanningsdips in driefasige netten blijft een punt van discussie. Een mogelijke indeling op basis van de verschillende fouten die kunnen optreden in een driefasig systeem wordt hieronder verder uitgewerkt. In de classificatie wordt onderscheid gemaakt tussen drie algemene types van spanningsdips die kunnen plaatsvinden op de klemmen van gevoelige apparatuur. ‐ Dip type I: een spanningsdip die voornamelijk in één van de fasen voorkomt ‐ Dip type II: een spanningsdip die voornamelijk over twee fasen voorkomt ‐ Dip type III: een spanningsdip die van gelijke omvang is over de drie fasen De “kenmerkende spanning” heeft een grootte en fasehoek die typisch verschillen van de pre‐event spanning. Het verschil in grootte is afhankelijk van de kortsluitlocatie, het verschil in fasehoek is afhankelijk van de X/R verhouding tussen de bron en kortsluiting. Het verschil in fasehoek tussen de pre‐event en tijdens‐event wordt aangeduid als “fasehoek sprong”. Tabel 5.1: Classificatie spanningsdips Geen fasesprong

Type I

Type II

Type III

Met fasesprong

Op Tabel 5.1 stellen de grijze stippellijnen de spanningen voor van een evenwichtig symmetrisch driefasig systeem. De zwarte lijnen geven de spanningsdips weer.


In Tabel 5.1 worden de resulterende spanningsdips weergegeven in fase diagrammen. De fasesprongen zijn allemaal 10° en de spanningsdip heeft een grootte van 50 procent. De effectieve spanning in functie van de tijd wordt voor de verschillende type spanningsdips weergegeven in Tabel 5.2. Tabel 5.2: De effectieve spanning in functie van de tijd Geen fasesprong

Type I

Type II

Type III

Met fasesprong

5.5 Alternatieve spanningsdips beschrijving Zoals vermeld in paragraaf 4.3, is de informatie van de standaardmethode om spanningsdips te beschrijven beperkt. De voornaamste beperking is dat het verschil tussen spanningsgrootheden van de verschillende fasen in een driefasig systeem, niet in aanmerking wordt genomen. Daarenboven is het spanningsdip patroon niet altijd samengesteld uit een spanningsval met een constant verlaagde spanning, gevolgd door spanningsstijging. Om deze problemen op te lossen wordt in deze paragraaf een ‘spanningsdip‐segmentatie’ geïntroduceerd, wat de verschillende kenmerken en events van een spanningsdip kadert. Dit omvat kenmerken zoals faseverschuiving en de plaats waar de dip start op de sinus (point on wave). Het geeft een uitgebreidere beschrijving dan de standaard‐aanpak (IEC 61000‐4‐11). Daarnaast zal de analyse een aantal verwaarloosde kenmerken en aspecten van dip evenementen bevatten.

5.5.1 Spanningsdip‐segmentatie De standaard spanningsdip zoals beschreven in IEC 61000‐4‐30 wordt hier op een alternatieve manier beschreven. Deze manier zal het gemakkelijker maken om de verschillende dips te kwantificeren. De dip opname is onderverdeeld in specifieke delen (of intervallen) genaamd ‘dip segmenten’.


Figuur 5.3: spanningsdip‐segmentatie Figuur 5.3 illustreert dat een spanningsdip een combinatie is van vijf verschillende ‘segmenten’; 1) ‘Pre‐event‐ segment’ Er is een evenwichtige spanning van ongeveer nominale omvang. 2) Eerste ‘transitie‐ segment’ De spanning zal abrupt veranderen naar een spanning lager dan de nominale spanning. 3) ‘Tijdens‐event‐ segment’ (ENG: during‐event‐ segment) Typisch bevat deze ongebalanceerde spanning(en) van minder dan de nominale grootheden. 4) ‘Tweede transitie‐ segment’ De spanning(en) zullen abrupt (bij benadering) hersteld worden tot hun nominale waarden. 5) ‘Spanningsherstel‐ of post‐ segment’ (ENG voltage recovery or post‐event‐ segment) Tijdens dit segment zal de spanning zich terug balanceren tot zijn nominale spanning. De structuur met de transitie en tijdens‐event‐segmenten is gemeenschappelijk bij vrijwel alle spanningsdip‐ evenementen. Het werkelijke aantal segmenten, evenals de eigenschappen en kenmerken, variëren tussen de verschillende soorten spanningsdips. Sommige spanningsdips hebben slechts één transitie‐segment en geen tijdens‐segment, terwijl andere meerdere transitie‐ en tijdens‐ segmenten hebben. Er moet worden opgemerkt dan niet alle spanningsdips kunnen worden beschreven in termen van transitie‐ en tijdens‐event‐segmenten. In sommige gevallen verandert de spanning continu tijdens de gebeurtenis van de dip. Een meer volledige en gedetailleerde beschrijving van een spanningsdip dan in de IEC 61000‐4‐30 bestaat uit volgende onderdelen: ‐ Het aantal overgang‐segmenten; ‐ De tijd van ieder segment; ‐ De kenmerken van de overgang‐segmenten; ‐ De kenmerken van elk tijdens‐event‐segment; ‐ De kenmerken van pre‐event en de spanning‐herstel‐segmenten.

5.5.2 Kenmerken van spanningsdips Apart van de minimale spanning en de duur, die reeds zijn vastgelegd in diverse standaarden, moeten een aantal andere variabelen en concepten worden gedefinieerd in de toekomstige normen, zoals de transitie en event‐segmenten, fasesprong, driefasige onbalans, golfvorm‐vervorming, point on wave, verandering van de spanning, enz. Het toevoegen van deze eigenschappen maakt het analyseren van spanningsdips meer consequent. 44 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

5.5.2.1

Duur van een spanningsdip

De duur van een dip wordt gedefinieerd in de IEC 61000‐4‐30 als de totale tijd van een verlaging van de effectieve spanning die in tenminste één van de fasen wordt opgemeten. Deze wordt benoemd als de ‘totale duur van de spanningsdip’. Echter, bij het toepassen van de dip segmentatie, is er een nuance t.o.v. de gestandaardiseerde definitie. Bij het beschrijven van een spanningsdip als een opeenvolging van de verschillende segmenten, wordt het moeilijker om een duidelijke definitie te geven van de duur van elk segment, of om een exacte grens tussen de verschillende segmenten te definiëren. Algemeen is de totale duur van een spanningsdip de som van alle transitie‐segmenten en tijdens‐segmenten, plus de duur van dat gedeelte van het post‐segment waar de effectieve spanning nog niet boven de dip drempel is. Een reproduceerbare methode vastleggen, om de totale duur te bepalen is moeilijker. Er treden vaak bijkomende problemen op. Bijvoorbeeld wanneer het zogenaamde post‐segment optreedt. Door een langzaam herstel van de effectieve spanning zal het in dergelijke gevallen moeilijk zijn te bepalen waar de dip eindigt. Vandaar dat er een alternatieve benadering nodig is voor het kwantificeren van deze dip eigenschap.

5.5.2.2

Spanningsdip restspanning

Volgens IEC 61000‐4‐30, wordt dip magnitude gekwantificeerd door de zogenaamde ‘restspanning’. Deze wordt verkregen door de effectieve spanning te berekenen van de momentane spanning golfvorm. De laagste waarde van de effectieve spanning tijdens de dip is de restspanning. Bij gebruik van de beschrijving van een spanningsdip met segmenten moet ieder event een restspanningswaarde toegewezen krijgen. Zo wordt een duidelijkere beschrijving gegeven van het verloop van de dip. De laagste waarde van de effectieve spanning wordt meestal in het tijdens‐segment verkregen.

5.5.2.3

Golfvorm vervorming

Voor de meeste spanningsdips komt de golfvervorming voor in het ‘tijdens‐segment’ en wanneer de spanning zich herstelt. Er zijn echter enkele opvallende uitzonderingen. Bijvoorbeeld spanningsdips die te wijten zijn aan het inschakelen van een transformator. Deze spanningsdips worden geassocieerd met een hoog niveau van golfvorm vervorming in het herstel‐segment. Voor spanningsdips veroorzaakt door een kortsluiting, kan een transformator in verzadiging gaan. In deze gevallen zal tijdens het herstel van de spanning vergelijkbare golfvorm vervorming optreden zoals bij het inschakelen van een transformator. Tot slot kunnen sommige spanningsdips samengaan met hoogfrequente transiënten. Deze transiënten zijn meestal kort en kunnen oscillerend zijn. Doorgaans zijn deze gedempt en komen ze voor in het begin of op het einde van een spanningsdip.

5.5.2.4

Fasesprong

Om het begrip fasesprong uit te leggen wordt gebruikt gemaakt van Figuur 5.4. ZB stelt de een belasting impedantie voor. De spanningen U’ en U zijn niet gelijk aan elkaar, dit omdat tussen de bron en belasting een kabelimpedantie ZL aanwezig is. Als er een stroom door de kabelimpedantie vloeit zal ook hierover een spanning staan. Hierdoor is er een verschil in de bronspanning U en de spanning over de belasting, dit is weergegeven in het vectordiagram op Figuur 5.4.


Figuur 5.4: Net fasesprong Als er een kortsluiting optreedt, zoals verder in het elektriciteitsnet voorgesteld in Figuur 5.5, zal de impedantie ZL’+ZB’ veranderen naar een kortsluit impedantie. De stroom die door de kabelimpedantie vloeit zal dan ook andere eigenschappen hebben waardoor de spanningsval over de impedantie een andere richting zal vertonen. Dit wordt voorgesteld in het vectordiagram in Figuur 5.5.

Figuur 5.5: Netfout fasesprong Om een fasesprong te bekomen zal de impedantie in het net verschillen met de foutimpedantie. Hierdoor zal een sprong gemaakt worden. Als we de twee vectordiagrammen van Figuur 5.4 en Figuur 5.5 op elkaar leggen is de sprong duidelijk zichtbaar. De meeste PV‐invertoren zijn gevoelig aan fasesprongen. Dit omdat de anti islanding beveiliging dit kan detecteren als een frequentievariatie.

Figuur 5.6: Vectordiagram fasesprong


Net zoals de spanningswaarde kan de fasesprong gedurende een tijdens‐segment variëren. Dit kan geleidelijk of in afzonderlijke stappen veranderen. Als een verandering optreedt tijdens de spanningsdip kan de hoogste (in absolute waarde) of de gemiddelde waarde van de fasesprong worden gebruikt voor de karakterisering van tijdens event‐segmenten. In het rood in Figuur 5.7 wordt een spanningsdip met fasesprong weergegeven, in groen wordt dezelfde spanningsdip getoond zonder fasesprong.

Figuur 5.7: Fasesprong tijdens een spanningsdip

5.5.2.5

Point on wave

In het meest algemene geval kan een transitie‐segment overal op de spanningsgolfvorm optreden. Met andere woorden, de spanningsdip kan beginnen eender waar op de sinus van de spanning, zoals weergegeven in Figuur 5.8. Om dit te kwantificeren wordt de term “point‐on‐wave” ingevoerd. Meestal is het belangrijkste van de point on wave waar de dip begint, maar ook belangrijk is de point on wave bij de herstelspanning. Het punt waar het laatste transitie‐segment zich inhaakt op de sinus kan van belang zijn omdat deze een sterke invloed kan hebben op het gedrag van sommige soorten apparatuur. De point‐on‐wave kan worden gedefinieerd als de fasehoek van de sinusoïdale spanning waarop de spanningsdip begint. In de meeste gevallen is dit een werkbare definitie, hoewel de keuze van de referentiespanning niet altijd duidelijk is. Bijkomende problemen zijn gerelateerd aan het begin of einde van de point on wave, dit wanneer de spanningsdip geleidelijk aan begint of eindigt, zonder een plotselinge spanningsval van de pre‐dip naar de tijdens‐segment of plotselinge spanningsstijging van het tijdens‐segment naar het post‐segment.

Figuur 5.8: Point on wave 47 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

5.5.2.6

Rate of change of voltage

De overgang van een stabiele spanning naar een verlaagde is niet onmiddellijk, maar vindt plaats met een bepaalde snelheid. De verandering van de spanning gebeurt tijdens de transitie‐segmenten en gebeurt met een bepaalde daling. Deze verandering tijdens de transitie‐segmenten wordt aangeduid met de term “rate of change” met andere woorden, de mate waarop de spanning zal veranderen in de tijd. De mate waarop de spanning verandert, kan uitgedrukt worden als een gemiddelde of maximale waarde, waarin deze een positieve of negatieve helling kan aannemen.

5.6 Veranderingen in dip kenmerken tijdens de voortplanting door het distributienet Wanneer een fout (bv. een kortsluiting) optreedt in een bepaalde locatie in een netwerk, worden verschillende spanningsdips opgemeten op meerdere plaatsen in het netwerk. Dit fenomeen is algemeen bekend als een “dip voortplanting”. Een algemene regel is dat de spanningsdip afzwakt naarmate deze zich verder van de kortsluiting verwijdert. Afzwakken betekent in deze context dat de afwijking van de nominale spanning vermindert en de fasehoek minder uitgesproken wordt. De grootste veranderingen in de spanningsdip‐kenmerken doen zich voor wanneer de spanningsdip verandert van spanningsniveau, bijvoorbeeld van hoogspannings‐ naar middenspannings‐ niveau. Alle tussenliggende transformatoren zullen een aanzienlijk effect hebben op de verandering van de spanningsdip, meer specifiek op de grootte van de effectieve spanning en de faseverschuivingen. Op laagspanningsniveau wordt de spanningsdip ook beïnvloed door motorbelastingen en generatoreenheden die aangesloten zijn op het laagspanningsnet.

5.6.1 Verandering van spanningsdips door transformatoren De schakelwijze en de wikkeling van een transformator hebben een impact op de diepte en fasehoek van de spanningsdip. Er kan een onderscheid worden gemaakt tussen drie algemene types van transformatoren: ‐ Transformatoren geschakeld in Yy en geaard aan primaire en secundaire kant hebben geen invloed op de spanningen ‐ Transformatoren geschakeld in Yy of Dd, niet geaard aan primaire en secundaire kant, verwijderen de homopolaire spanning ‐ Transformatoren geschakeld in Dy veranderen lijnspanningen in fasespanningen en verwijderen de homopolaire spanningen Tabel 5.3 illustreert de veranderingen in spanning magnitudes en fasehoeken van drie fase spanningen. De grijze fasen geven normale fase spanningen weer, terwijl de zwarte fasen de spanningsdip weergeven. Dit deel zal niet verder onderzocht worden in deze masterproef aangezien dit buiten het onderzoeksveld valt.

5.6.2 Verandering in transitie‐segment De kenmerken van een daling of stijging in spanningsgrootte tijdens een transitie‐segment is afhankelijk van de locatie van de kortsluiting en de locatie van de apparatuur. Dit impliceert dat de eigenschappen van de transitie‐segmenten veranderen naargelang de dip zich door het distributienet voortplant de verschillen worden weergegeven in Tabel 5.3.


Tabel 5.3: Spanningsdip gedrag voor en na een Dy transformator Type van de fout Driefasige spanningsdip

Spanningsdip

Spanningsdip na Dy transformator

Enkelfasige spanningsdip

Eenfasige niet geaard netwerk

Tweefasig spanningsdip

Tweefasig geaard netwerk

Tweefasig niet geaard netwerk


5.7 Praktische voorbeelden van spanningsdips De meeste spanningsdips zijn korter dan één seconde. De maximale tijdslimiet is één minuut. Dit is vaak de tijdsgrens waarbij een gebeurtenis als spanningsdip beschouwd wordt. Gebeurtenissen met een verlaging van de effectieve spanning die langer duren dan deze grens worden als onderspanning gekenmerkt. In bijna alle gevallen wordt een spanningsdip veroorzaakt door een kortstondige toename van stroom. Deze kan veroorzaakt worden door een kortsluiting in het distributienet. De toename kan ook teweeg gebracht worden door het inschakelen van een belasting (meestal een motor) of het schakelen van een netwerkcomponent (bijvoorbeeld een transformator). Een spanningsdip veroorzaakt door het opstarten van een motor is verschillend dan een dip veroorzaakt door een kortsluiting. De verschillende procedures voor het wegwerken van fouten (kortsluiting) resulteren in verschillende soorten dips. Bijvoorbeeld een automatische automaat met schakelprincipe ‐‐‐0‐0‐0‐‐‐ veroorzaakt een andere spanningsdip t.o.v. een automaat dat direct afschakelt. Aangezien het niet mogelijk is alle spanningsdips te behandelen in deze studie, worden enkele van de meest voorkomende in deze tekst besproken.

5.7.1 Spanningsdips met één transitie‐segment Spanningsdips veroorzaakt door het inschakelen van grote belastingen en voedingen bevatten slechts één transitie‐segment op het schakel‐moment zelf. In het geval van opstarten van een motor of bij het inschakelen van een transformator zal er initieel een hogere stroom onttrokken worden vanuit het distributienet en langzaam naar een regimetoestand worden gegaan. Door de plotse hogere stroom zal de spanning een plotse daling ondervinden, dit is het begin van de spanningsdip, namelijk het transitie‐segment. Het transitie‐segment wordt gevolgd door een langzame toename in spanning (stabiliseren van de stroom), het herstel‐segment. Doordat de spanning zich langzaam herstelt tot de nominale spanning kan er geen duidelijk eindpunt bepaald worden.

Figuur 5.9: Spanningsdip opstart motor (links) en inschakeling transformator (rechts) Spanningsdips ten gevolge van motoren die direct op het net worden ingeschakeld vertonen dezelfde verlaging van spanning en hetzelfde spanningsherstel in alle drie de fasen. Dus een dip type III. Terwijl bij spanningsdips veroorzaakt door het inschakelen van transformatoren de spanningen verschillende grootheden tonen over de drie fasen. Deze dips worden vaak geassocieerd met grote harmonische vervorming. Figuur 5.9 Illustreert deze twee gevallen.

5.7.2 Spanningsdips met twee transitie‐segmenten Spanningsdips ten gevolge van kortsluitingen bevatten ten minste twee transitie‐segmenten en een tijdens‐ segment. Extra transitie‐ en tijdens‐ segmenten kunnen optreden bij het ontwikkelen van de fout. Bijvoorbeeld wanneer een enkelfasige fout zich uitbreidt naar een twee‐ of drie‐ fasige kortsluiting, of wanneer de kortsluiting wordt onderbroken door verschillende zekeringen die niet tegelijkertijd onderbreken


II Praktische Testen Spanningsonderbrekingen en spanningsdips kunnen een oorzaak zijn van productieverlies aangezien ze verantwoordelijk kunnen zijn voor het stilvallen of falen van gevoelige apparatuur. Ze treden vaker op dan volledige onderbrekingen van het distributienet en zijn daarom niet te verwaarlozen. Door het uitgebreide elektriciteitsnet in West‐Europa zijn spanningsdips en spanningsonderbrekingen onmogelijk te voorkomen. Ze worden meestal teweeg gebracht door netfouten die zich voortplanten op het net. Deze netfouten worden hoofdzakelijk veroorzaakt door het falen van elektrische installaties, het opstarten van zware belastingen of blikseminslag. Spanningsdips kunnen een variabele amplitude en duur aannemen. De eigenschappen worden voornamelijk bepaald door het netwerk waarop het apparaat is aangesloten en hoe vlug de fout weggewerkt word. De duur staat in functie van hoe snel de fout verdwijnt uit het netwerk, en de amplitude van de spanningsdip staat gedeeltelijk in functie van de afstand van de fout tot de apparatuur. De start van een spanningsdip op een golfvorm en een eventuele faseverschuiving hebben ook een verschillend effect op de apparatuur. Door verandering van impedantie tijdens een spanningsdip zal een fasesprong teweeg gebracht worden. Hieruit wordt geconcludeerd dat spanningsdips een heel grote variabiliteit hebben afhankelijk van het type netwerk, het type fout, het type beveiliging en het moment van de gebeurtenis. Een studie [23] toont aan dat de meest voorkomende spanningsdip getypeerd wordt door een amplitude van 80 procent en een duur van 4 tot 10 cyclussen. Daarom is het interessant de gevoeligheidscurven in kaart te brengen. Het volgende hoofdstuk beschrijft de metingen die uitgevoerd werden op PV‐invertoren met verschillende types spanningsdips.


6 Gevoeligheid van PV‐invertoren op spanningsdips 6.1 Inleiding Dit hoofdstuk beschrijft het begrip gevoeligheidskarakteristiek, en hoe deze opgemeten werd in het kader van deze masterproef. Het doel van deze meting is nagaan wat de invloed van spanningsdips zijn op de werking van de invertor en om een gevoeligheidskarakteristiek op te stellen. Deze laatste wordt bepaald door het effect van spanningsdips te onderzoeken op vijf parameters, namelijk: ‐ Amplitude (resterende effectieve spanning) ‐ Duur van de spanningsdip ‐ Het effect van de Point on wave initiatie ‐ Fasesprongen ‐ Geleverd vermogen

6.2 Theoretische achtergrond 6.2.1 Gevoeligheidskarakteristiek Invertoren zijn ontworpen om te functioneren op een bepaalde spanning met een zekere tolerantie. Als de netspanning onder een drempelwaarde zakt gedurende een zekere periode, zal de invertor stoppen met werken. Om het afschakelgedrag van een PV‐invertor in kaart te brengen worden gevoeligheidskarakteristieken gebruikt. Figuur 6.1 illustreert een voorbeeld gevoeligheidskarakteristiek. De gevoeligheidskarakteristiek definieert het domein waarin de invertor uitschakelt. 100 90

Amplitude (%)

80 70 60 50 40 30 20 10 0 0

50

100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 Duur (ms)

Figuur 6.1: Voorbeeld gevoeligheidskarakteristiek De gevoeligheidskarakteristiek illustreert wanneer een toestel niet meer zal functioneren. Bij alle waarden onder de curve (amplitude (%)/duur (ms)) zal het toestel stoppen met werken. De karakteristiek op Figuur 6.1 illustreert dat het toestel niet meer zal functioneren bij spanningsdips met een amplitude en duur die onder de curve ligt. Bijvoorbeeld een spanningsdip met een amplitude van 60% en met een duur van 300ms weergegeven in Figuur 6.1. 52 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

6.3 Meting 6.3.1 Meetopstelling e i g r e n e e n n o Z r o t a l u m i S t e N

e i t n a d e p m i t e N

r o t r e v n i V P

r o t a l u m i S e d l e k a h c s e G g n i d e o v

C A

C D

C A

C A 5 X P r e r o l p X r e w o P

C D g n i d e o v

Figuur 6.2: Meetopstelling Figuur 6.2 illustreert schematisch de meetopstelling. De zonne‐energie simulator vervangt een PV‐paneel of simuleert een fotovoltaïsch veld. De zonne‐energie simulator is een DC‐voeding die zichzelf naar een bepaalde stroom onder een bepaalde spanning zal regelen. De PV‐invertor is het toestel dat getest wordt, met andere woorden het Device Under Test afgekort DUT. De PV‐invertor zal de DC‐energie omzetten naar een AC‐ spanning. De geleverde energie wordt door de netsimulator doorgegeven aan het voedingsnet. Tevens zal de netsimulator een constante spanning voorzien en de spanningsdips genereren met hun specifieke eigenschappen (vb. point on wave, fasesprong, …). Het gebruikte meettoestel is de Power Xplorer PX5: deze meet spanning op de DC‐zijde en AC‐zijde van de PV‐invertor. De stroom wordt enkel aan de netzijde opgemeten.

6.3.2 Meettoestel De PowerXplorer PX5 (zie Figuur 6.3) is een power quality meettoestel dat beschikt over acht kanalen. Vier voor het opmeten van de spanning, en de andere vier voor het opmeten van de stroom. De belangrijkste functie van dit meettoestel in deze meting is de trigger functie. Deze brengt de mogelijkheid om metingen te laten starten aan de hand van een voorwaarde vb. de spanning zakt onder een bepaalde drempelwaarde. De PX5 kan onafhankelijk triggeren op stroom alsook spanning. Zo kan een trigger ingesteld worden wanneer een spanningsdip optreedt en deze te laten opnemen door een event of een trend. De PX5 voldoet aan twee standaarden, namelijk de IEEE 1159 en de IEC 61000‐4‐30 klasse A. De IEC 61000‐4‐30 is de norm voor power quality meettoestellen.

Figuur 6.3: PX5 Power Xplorer


6.3.3 Device Under Test Twee invertoren werden getest namelijk de Danfoss DLX 4.6 (Figuur 6.4) en de SunTechnics STW 2600. De Danfoss DLX 4.6 invertor maakt gebruik van een hoogfrequentie transformator waardoor de PV‐panelen galvanisch gescheiden zijn van het elektriciteitsnet. De invertor werkt met een DC‐spanning tussen de 230 V en 480V, maar werkt met maximale efficiëntie op 350V. De SunTechnics STW 2600 is een transformatorloze invertor hierdoor is er een gevaar dat er DC‐injectie kan voorkomen. Verdere specificaties van de invertoren kunnen teruggevonden worden in Tabel 6.1. Meer specifieke informatie (Vb. schema’s van de werking) kon niet verkregen worden van de fabrikanten.

Figuur 6.5: SunTechnics STW 2600

Figuur 6.4: Danfoss DLX 4.6

Tabel 6.1: Kenplaatgegevens invertoren

SunTechnics

Danfoss

Ingangsgegevens DC

MPP‐spanningsbereik

150 ‐ 400 V

250 ‐ 480 V

Max. ingangsstroom

19,20 A

21 A

Max. Uitgangsvermogen

2650 W

4600 W

Max. uitgangsstroom

11,5 A

23 A

Uitgangsgegevens AC

Netspanning

230 V

230 V

Netfrequentie

50 HZ

50 HZ

6.3.4 Methode De meetmethode die geïnspireerd werd op de IEC 61000‐4‐11 bestaat erin elke cel uit Tabel 6.2 apart op te meten. Elke cel stelt een specifieke spanningsdip voor, bepaald aan de hand van de amplitude en duur. Bij elke cel zal een evaluatie van hoe de invertor reageert uitgevoerd worden. Vanwege de grote gevoeligheid van de invertor wordt de duur zo klein mogelijk genomen in het begin van de tabel. Voor elke cel van de tabel moeten de volgende stappen uitgevoerd worden: ‐ Vier parameters instellen op de netsimulator (duur, amplitude, point on wave en fasesprong). ‐ De zonne‐energie simulator (DC‐bron) instellen ‐ Meettoestel starten (trigger functie zodat er gemeten wordt van zodra de spanning onder de 95 procent Unom gaat) ‐ Starten van de spanningsdip ‐ De status van de invertor evalueren 54 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

Tabel 6.2: Meettabel

Duration (ms) (20 ms = 1 cyclus) Amplitude(%) 10 20 30 . . . 80 90 100 100 90 80 … 30 20 10 0

120 140 160 . . . 560 580 600

Er zijn 4 toestanden waar de invertor in terecht kan komen: 1) De invertor functioneert zoals verwacht met eventuele variatie in het geleverde vermogen 2) De invertor stopt volledig met vermogen te leveren naar het net, maar start zelf terug op 3) De invertor is volledig onderbroken van het net en start niet zelf terug op 4) Fout (Zekering smelt of automaat reageert) Deze toestanden worden vervolgens in de tabel geplaatst, waarmee een gevoeligheidskarakteristiek gevormd wordt. Bij elke meting zal ook de spanning van het net, stroom naar het net en de DC‐spanning opgemeten worden. Als de invertor stopt met het leveren van vermogen, worden geen verdere metingen meer uitgevoerd bij die specifieke amplitude.

6.3.5 Ingestelde parameters Elke meting vereist zijn eigen parameters in Tabel 6.3 wordt elke meting weergegeven met hun specifieke parameters. Vermogen Omdat invertoren altijd een variërend vermogen leveren naar het net, worden de metingen herhaald per stap van 25 procent van het invertor‐vermogen. Point on wave Vier moment werden opgemeten namelijk 0°, 45°, 90°, 135°. 0° wordt opgemeten omdat sommige automaten het nulpunt zoeken om uit te schakelen. Andere fouten worden onderbroken door zekeringen of klassieke automaten, daarom worden metingen uitgevoerd met een point on wave van 45° bij stijgende stroom, 90° op de piek van de amplitude en 135° bij een dalende stroom. Fasesprong Kortsluitingen gebeuren op verschillende plaatsen in het distributienet, afhankelijk van hoever de kortsluiting gebeurt in functie van de invertor kan een andere impedantie aanwezig zijn. Door de mogelijkheid van verschillende impedanties zullen verschillende fasesprongen ontstaan in het net. Hier werd getest met een maximale fasesprong van 25°. Per meting werd de fasesprong telkens met 5° verhoogd. Er werden twee afzonderlijke metingen uitgevoerd. De eerste meting bestudeerde de invloed van point on wave. De tweede meting bestudeerde de invloed van fasesprong op de invertoren. De twee metingen werden telkens met een variërend vermogen uitgevoerd.


Tabel 6.3: Ingestelde parameters meting 1 en meting 2 Meting 1 Vermogen Point on wave Meting 2 Vermogen Fasesprong 1 25% 0° 1 25% 0° 2 50% 0° 2 50% 0° 3 75% 0° 3 75% 0° 4 100% 0° 4 100% 0° 5 25% 45° 5 25% 5° 6 50% 45° 6 50% 5° 7 75% 45° 7 75% 5° 8 100% 45° 8 100% 5° 9 25% 90° 9 25% 10° 10 50% 90° 10 50% 10° 11 75% 90° 11 75% 10° 12 100% 90° 12 100% 10° 13 25% 135° 13 25% 15° 14 50% 135° 14 50% 15° 15 75% 135° 15 75% 15° 16 100% 135° 16 100% 15° 17 25% 20° 18 50% 20° 19 75% 20° 20 100% 20° Deze metingen werden uitgevoerd op beide invertoren. Dit waren in totaal 36 metingen waar ongeveer 1 meting een groot uur omvatte. De verwerkte meetdata van deze metingen kan teruggevonden worden in hoofdstuk 7.


III Analyse Meetgegevens Spanningsdips en transiënten worden beschouwd als de ernstigste power quality problemen. Spanningsdips kunnen afschakeling of een verstoring van gedistribueerde bronnen veroorzaken. Bij elektriciteitsnetwerken waar grote hoeveelheden gedistribueerde bronnen op gekoppeld zijn kunnen spanningsdips een grote impact hebben op de werking van het elektriciteitsnetwerk. Een spanningsdip kan een volledig elektriciteitsnetwerk niet‐operationeel maken door de grote afschakeling van de gedistribueerde bronnen. Een bijkomend nadeel is dat er een groot productieverlies kan zijn. Bij het onderzoek naar de invloed van spanningsdips op het gedrag van PV‐invertoren is het van groot belang om de ontkoppelingbeveiliging van de invertoren te onderzoeken. De belangrijkste ontkoppeling bescherming is de anti islanding. Deze zorgt ervoor dat de invertor stopt met voeden wanneer de netspanning niet meer aan de juiste eisen voldoet. De technische voorschriften van de ontkoppelingsbeveiliging van België zijn terug te vinden in het document C10/11 van synergrid [7]. In het technische voorschrift C10/11 wordt erop gewezen dat de ontkoppelingsbeveiliging moet voldoen aan de “vornorm DIN VDE 0126‐1‐1”. Als deze niet aan de norm voldoet dan dient er een aparte ontkoppelingsbeveiliging voorzien te worden. De standaard DIN/VDE 0126 stelt het volgende: “spanningen < 80% Unom of >115% moet leiden tot de loskoppeling van het net in 0,2 s sinds het begin van de fout”. Deze vereiste resulteert in de zone onder de curve in Figuur 6.6. Het afschakelgedrag van de PV‐invertor mag in geen enkele situatie onder de curve liggen. Dit om te voorkomen dat een kortsluiting blijft gevoed worden. Ook mag het afschakelgedrag niet te ver boven de curve liggen. Dit zou als gevolg geven dat de PV‐invertor voor de kleinste spanningsdips zich al zou ontkoppelen. Het grote nadeel hiervan is productieverlies/winstverlies. Een ontkoppeling van de geteste invertoren duren 5 tot 7 minuten. De ideale situatie is waar het afschakelgedrag zo dicht mogelijk bij de DIN/VDE 0126 aanleunt. 100 90

Amplitude (%)

80 70 60 50 40 30 20 10 0 0

50

100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 Duur (ms) Figuur 6.6: VDE 0126


7 Resultaten 7.1 Inleiding In dit hoofdstuk wordt aan de hand van de meetgegevens de gevoeligheid van PV‐invertoren op spanningsdips bestudeerd. Hier is niet enkel de duur en amplitude van belang, er werd ook nagegaan wat de invloed van de point on wave en de fasesprong is op de gevoeligheid van de invertor. Verder werd de gevoeligheid het vermogen dat de invertor levert ook onderzocht. In het tweede deel van dit hoofdstuk zal het gedrag van de invertoren besproken worden op de verschillende spanningsdips.

7.2 Gevoeligheidskarakteristiek

Amplitude (%)

Een invertor is ontworpen om te werken op een voorbepaalde nominale spanning met een zekere tolerantie. Als de spanning zakt onder een bepaalde waarde voor een zekere tijd kan de invertor niet meer correct functioneren. De gevoeligheidskarakteristiek definieert het domein waarin de invertor uitschakelt en wordt verkregen door de meetpunten te verbinden waar de invertor nog functioneert. Als de Danfoss en de SunTechnics invertoren met elkaar vergeleken worden, dan kan dit maar bij enkele condities. Zo werden metingen uitgevoerd bij hun maximaal vermogen; de spanningsdips werden zo ingesteld dat ze begonnen bij een point on wave van 0° en geen fasesprong. Wat verandert is de duur en amplitude van de spanningsdips. Bij het vergelijken van de gevoeligheidskarakteristiek Figuur 7.1 van de SunTechnics en de Danfoss invertor kan geconcludeerd worden dat ze beiden een verschillende gevoeligheid tonen voor verschillende types spanningsdips. Er kan gesteld worden dat: ‐ De twee invertoren zeer gevoelig zijn aan spanningsdips. ‐ Dat geen invertor een ergere spanningsdip kan weerstaan dan 70% ‐ 70 ms waardoor ze veel gevoeliger zijn dan de DIN VDE 0126‐1‐1 norm (80% Unom‐ 200ms). ‐ Als de beveiliging reageert, koppelt de invertor zich ongeveer 5 minuten van het net. 100 90 80 70 60 50 SunTechnics 40 Danfoss 30 20 10 0 0 100 200 300 400 500 600 Duur (ms) Figuur 7.1: Gevoeligheidskarakteristiek van twee invertoren Dit verschil kan verschillende oorzaken hebben, namelijk de techniek die gebruikt wordt om eilandwerking te detecteren of welke maximum power point tracking er gebruikt wordt. 58 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

7.2.1 Vermogen Typisch levert een invertor zijn nominaal vermogen niet wanneer deze in werking is. Het is eerder een toestel dat verschillende vermogens levert naargelang de hoeveelheid energie die opgewekt wordt in de zonnepanelen. Spanningsdips komen willekeurig voor op elk tijdstip tijdens de dag, onafhankelijk van het vermogen dat de invertor op dat moment aan het leveren is. Daarom werd beslist om een gevoeligheidskarakteristiek op te stellen voor een vermogen bereik naar het net. In Figuur 7.2 en in Figuur 7.3 werden bij verschillende spanningsdip kenmerken de gevoeligheid bij verschillende vermogens bestudeerd op de SunTechnics invertor. Dit omdat spanningsdips voorkomen op willekeurige tijdstippen op een sinus en op verschillende plaatsen in het distributienet. Daarom werden de effecten bij verschillende point on waves en fasesprongen bestudeerd bij een bepaald geleverd vermogen door de PV‐invertor. In Figuur 7.2 wordt de invloed van vermogen variaties op de verschillende point on wave weergegeven.

45° 100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

0° 100

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10

0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

80

Duur (ms)

140

160

180

200

140

160

180

200

135°

100

100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

90°

100 120 Duur (ms)

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10

0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

Duur (ms)

I1_100%

I1_75%

I1_50%

80

100 120 Duur (ms)

I1_25%

Figuur 7.2: SunTechnics gevoeligheidskarakteristieken van vermogen variaties op verschillende point on wave De vier grafieken tonen aan dat een variatie van het op het net geleverd vermogen van de PV‐invertor een andere invloed heeft op de point on wave. Zo zien we dat bij een point on Wave van 0° de invertor een kleinere gevoeligheid toont als deze op 25% van zijn nominaal vermogen werkt. Voor de point on waves van 45° en 90° is de invertor gevoeliger bij zijn nominaal vermogen. Er zijn geen grote verschillen bij 135° waar te nemen.


In Figuur 7.3 wordt de invloed van vermogen variaties op de verschillende fasesprongen weergegeven. Bij de twee grafieken waar een fasesprong voorkomt kan geconcludeerd worden dat een variatie in het vermogen enkel effect heeft op de eerste twee perioden (40ms). De gevoeligheid stijgt naarmate het geleverde vermogen van de invertor stijgt.

5° 100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

0° 100

60 50 40

50 40

30

30

20

20

10

10 0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Duur (ms)

Duur (ms)

Amplitude (%)

60

10°

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

I1_100% I1_75% I1_50% I1_25% 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Duur (ms)

Figuur 7.3: Gevoeligheidskarakteristieken van vermogen variaties op verschillende fasesprongen De verklaring waarom de SunTechnics invertor een verschillende gevoeligheid vertoont op een variatie van het op het net geleverd vermogen kan te wijten zijn omdat hij twee vermogencircuits heeft. Deze twee vermogencircuits zorgen voor minder sluimerverliezen in de invertor. Als de invertor op een lager vermogen werkt zal enkel één circuit werken. Bij hogere vermogens komen beide vermogencircuits in werking. In Figuur 7.4 en in Figuur 7.5 werden bij verschillende spanningsdip kenmerken de gevoeligheid bij verschillende vermogens bestudeerd op de Danfosss invertor. Als we de grafieken van de Danfoss vergelijken met deze van de SunTechnics kan besloten worden dat de Danfoss invertor minder gevoelig is aan de variatie van het geleverd vermogen. De gevoeligheid van de Danfoss invertor blijkt onveranderlijk bij verschillende point on waves bij verschillende vermogens (zie Figuur 7.4). Bij een Point on Wave van 90° zie je een stijgende gevoeligheid bij stijgend vermogen. Dit kan verklaard worden omdat de spanningsdip op de maximum piekspanning voorkomt. Bij eenzelfde vermogen doet een daling van de spanning de stroom stijgen tot dat de stroom limiet bereikt wordt. De grotere ongevoeligheid naar variatie in vermogen van de Danfoss heeft verschillende redenen. Deze invertor werkt met één vermogen circuit wat de stabiliteit doet verhogen. De Danfoss invertor is ook een nieuwer model dus zal meer ontwikkeld zijn en nieuwere technologieën bevatten dan de SunTechnics invertor. Uit de metingen kan voorlopig algemeen geconcludeerd worden dat het geleverde vermogen naar het net geen effect heeft op de gevoeligheid van moderne invertoren.


45°

100

100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

0°

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10 0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0

200

20

40

60

80

100

140

160

180

200

120

140

160

180

200

135°

90° 100

100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

120

Duur (ms)

Duur (ms)

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10

0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0

200

20

40

60

80

100

Duur (ms)

Duur (ms)

I2_100%

I2_75%

I2_50%

I2_25%

Figuur 7.4: Danfoss gevoeligheidskarakteristieken van vermogen variaties op verschillende point on wave

0°

5°

100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

100

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10

0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

80

Duur (ms)

120

140

160

180

200

120

140

160

180

200

15°

10° 100

100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

100 Duur (ms)

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10 0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

80

100 Duur (ms)

Duur (ms)

I2_100%

I2_75%

I2_50%

I2_25%

Figuur 7.5: Danfoss gevoeligheidskarakteristieken van vermogen variaties op verschillende fasesprongen


7.2.2 Point on wave Een spanningsdip is een gevolg van een fout op het elektriciteitsnet. Deze dips kunnen op eender welke plaats op een sinus beginnen. Er zijn vier verschillende momenten op een sinus gemeten, namelijk 0°, 45°, 90°, 135°. Deze waarden worden Point on Wave genoemd. ‐ 0°: omdat geautomatiseerde automaten de nuldoorgang opzoeken om te onderbreken. ‐ 45°: Bij stijgen van de stroom ‐ 90°: op de piekwaarde van de positieve amplitude ‐ 135°: bij het dalen van de stroom Op Figuur 7.6 zijn de verschillende point on waves weergegeven bij een stijgend geleverd vermogen van de SunTechnics invertor. In de gevoeligheidskarakteristieken kan gezien worden dat de gevoeligheid het grootst is bij een point on wave van 135° en het laagst is bij nuldoorgang (0°).

75% 100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

100% 100

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10

0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

80

Duur (ms)

120

140

160

180

200

120

140

160

180

200

25%

50% 100

100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

100 Duur (ms)

60 50 40 30

60 50 40 30

20

20

10

10

0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

Duur (ms)

80

100 Duur (ms)

I1_0°

I1_45°

I1_90°

I1_135°

Figuur 7.6: Gevoeligheidskarakteristiek Point on wave SunTechnics Bij verschillende point on waves ‐ waarden op de SunTechnics invertor toont Figuur 7.6 aan dat de gevoeligheid van de invertor verhoogt naarmate de point on wave vergroot.


Op Figuur 7.7 zijn de verschillende point on waves weergegeven bij een stijgend vermogen van de Danfoss invertor. Omdat het geleverd vermogen geen invloed had op de gevoeligheid van deze invertor kan het effect van de point on wave beter onderzocht worden. Uit de vier gevoeligheidskarakteristieken blijkt dat voor de verschillende point on waves geen grote verschillen in gevoeligheid zijn. De invertor is enkel gevoeliger bij een point on wave van 90° bij een geleverd vermogen van 100%.

75% 100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

100% 100

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10 0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0

200

20

40

60

80

Duur (ms)

140

160

180

200

25%

50% 100

100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

100 120 Duur (ms)

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10 0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Duur (ms)

Duur (ms)

I2_0°

I2_45°

I2_90°

I2_135°

Figuur 7.7: Gevoeligheidskarakteristiek Point on wave Danfoss Er kan verondersteld worden dat de point on wave geen impact zal hebben op gevoeligheidskarakteristiek van de Danfoss invertor. De twee invertoren geven zeer tegenstrijdige resultaten weer. De gevoeligheid van de Danfoss is eerder ongevoelig aan verschillende point on waves terwijl de gevoeligheid van de SunTechnics meer variëert bij verschillende point on wave waarden. Een mogelijke verklaring kan zijn dat de Danfoss een recenter toestel waardoor deze meer ontwikkeld is terwijl de SunTechnics een ouder model is. Algemeen kan geconcludeerd worden dat de point on wave van een spanningsdip geen effect zal hebben op de gevoeligheidskarakteristiek van de nieuwere generatie PV‐invertoren.


7.2.3 Fasesprong Fouten komen voor op verschillende plaatsen in het elektriciteitsnet en afhankelijk van de kortsluiting impedantie kan een fasesprong optreden. Op Figuur 7.8 zijn de verschillende fasesprongen weergegeven bij verschillende vermogens geleverd van de SunTechnics invertor. Op de vier gevoeligheidskarakteristieken kan telke nmale hetzelfde fenomeen waargenomen worden. De gevoeligheid stijgt naarmate de fasesprong vergroot.

75% 100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

100% 100

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10

0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

80

Duur (ms)

120

140

160

180

200

25%

50% 100

100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

100 Duur (ms)

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10 0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Duur (ms)

Duur (ms)

I1_0°

I1_‐5°

I1_‐10°

I1_‐15°

Figuur 7.8: Gevoeligheidskarakteristiek fasesprong SunTechnics Op Figuur 7.9 zijn de verschillende fasesprongen weergegeven bij verschillende geleverde vermogens van de Danfoss invertor. Op de vier gevoeligheidskarakteristieken van de Danfoss worden dezelfde fenomenen waargenomen als bij de SunTechnics invertor. Namelijk dat de gevoeligheid stijgt naarmate de fasesprong verhoogd. Het verschil van de Danfoss met de SunTechnics is dat de gevoeligheid minder drastisch zal toenemen. De vergroting in gevoeligheid kan verklaard worden voor beide invertoren met de anti‐islanding. Deze zal de fasesprong interpreteren als een frequentie variatie, waardoor dit zal geïnterpreteerd worden als eilandwerking. Algemeen kan gesteld worden dat de gevoeligheid van de invertor evenredig is met de grootte van de fasesprong.


75% 100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

100% 100

60 50 40 30

60 50 40 30

20

20

10

10

0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

60

80

Duur (ms)

140

160

180

200

140

160

180

200

25%

100

100

90

90

80

80

70

70

Amplitude (%)

Amplitude (%)

50%

100 120 Duur (ms)

60 50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10

0

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

20

40

Duur (ms)

60

80

100

120

Duur (ms)

I2_0°

I2_‐5°

I2_‐10°

I2_‐15°

I2_‐20°

Figuur 7.9: Gevoeligheidskarakteristiek fasesprong Danfoss


7.3 Gedrag van de invertoren 7.3.1 Point on wave Het gedrag van spanningsdips met een point on wave met verschillende hoeken op de SunTechnics invertor geeft een vervormde stroomgolfvorm weer tijdens de spanningsdip. Bij de herstelspanning is de stroomgolfvorm niet meer in fase met de spanningsgolfvorm waardoor de invertor commutatie verschijnselen vertoont. Commutatie verschijnsel gebeurt in de eindtrap van de invertor. De IGBT‐brug zal twee schakelelementen aansturen die op de zelfde lijndraad aangesloten zijn. Hierdoor wordt er een kortsluiting gemaakt wat resulteert in een stroompiek. Zie Figuur 7.10: de blauwe omcirkeling. Deze stroompiek heeft als gevolg dat de overstroom beveiliging reageert en de invertor ontkoppelt.

Figuur 7.10: SunTechnics Point on wave 90°, 50% Unom, 30ms De Danfoss heeft tijdens de spanningsdip (1) nog een vrij zuivere stroom golfvorm. Bij de herstelspanning Figuur 7.11 vertoont de stroomgolfvorm een verstoring gedurende enkele perioden (2) om dan zijn normaal sinusoïdale vorm terug aan te nemen (3). De Danfoss invertor koppelt zich niet van het net.

Figuur 7.11: Danfoss Point on wave 90°, 50% Unom, 40ms 66 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

7.3.2 Fasesprong De SunTechnics is zéér gevoelig aan fasesprongen. De SunTechnics ontkoppelt zich reeds bij een fasesprong van 5°. Zie Figuur 7.12: rode pijl. De grote gevoeligheid is te wijten aan de anti‐islanding beveiliging. Deze zal de fasesprong interpreteren als eilandwerking en de invertor zal zo vlug mogelijk afschakelen. De SunTechnics ontkoppelt zich van het net.

Figuur 7.12: SunTechnics fasesprong 5°, 60% Unom, 40ms Hetzelfde geldt voor de Danfoss invertor. Op Figuur 7.13 zien we bij de rode pijl een faseverschuiving waarna de invertor zich ontkoppelt van het net. De invertor krijgt een stroompiek waardoor de overstroombeveiliging zal reageren. Het tijdens segment van de spanningsdip vertoont de stroomgolfvorm stroompieken. Deze zijn beter te zien in Figuur 7.14 dit is een gevolg van commutatie.

Figuur 7.13: Danfoss fasesprong 10°, 60% Unom, 40ms


Figuur 7.14: Danfoss fasesprong 10°, 70% Unom, 40ms, Commutatie

7.3.3 Ride‐thru Met ride‐thru wordt bedoeld dat de invertor een spanningsdip zal doorstaan zonder dat deze ontkoppelt. Dit kan wel gepaard gaan met een beperkt vermogensverlies. Op Figuur 7.15 is een ride‐thru van de Danfoss invertor te zien op een spanningsdip met 70% van Unom en een duur van 40ms. Deze invertor is minder gevoelig aan een variatie van het op het net geleverd vermogen en op verschillende point on waves waardoor deze beter ride‐thru eigenschappen heeft dan de SunTechnics invertor Figuur 7.16. De ride‐thru van de SunTechnics gebeurt met een spanningsdip 60% van Unom en een duur van 30ms. Bij het vergelijken van de stroomgolfvorm van de twee invertoren is het duidelijk dat de Danfoss een vluggere stroomregelaar heeft, waardoor de stroom golfvorm sinusoïdaal blijft. Dit is omdat hij tijdig kan reageren op een spanningsdip. De SunTechnics daarentegen reageert trager, waardoor de stroom een vervormde sinus‐vorm heeft. Zie Figuur 7.16. Zowel bij de Danfoss als bij de SunTechnics zien we een stroomtijging tijdens de spanningsdip. De invertors proberen bij een dalende spanning de energie aanvoer constant te houden, wat resulteert in een stroomstijging.


Figuur 7.15: Ride thru, Danfoss invertor, 70% Unom, 40ms

Figuur 7.16: Ride Thru SunTechnics invertor, 60% Unom, 30ms


7.3.4 Stroompiek bij herstel spanning De SunTechnics en de Danfoss invertoren tonen bij de meeste gevallen een stroompiek bij de herstelspanning. Op Figuur 7.17 is een grote stroompiek te zien van de Danfoss invertor. Deze zal een stroompiek genereren die drie keer zijn stroomlimiet overschrijdt. Wel is er een vermoeden dat de stroomregeling de reden is van de grote stroompiek. Figuur 7.17 toont ook aan dat de invertor direct afgekoppeld is van het net en dit door een overstroomfout.

Figuur 7.17: Danfoss piekstroom fasesprong 10°, 60% Unom, 60ms

7.4 Besluit Als conclusie wordt gesteld dat PV‐invertoren geen eenduidig en eenvoudig gedrag vertonen op spanningsdips. De Danfoss invertor is de meest recente; deze toont over het algemeen een meer constant afschakelgedrag, waardoor het beter te voorspellen is wanneer deze invertor zich zal ontkoppelen van het net. De SunTechnics invertor daarentegen is van een oudere generatie en toont een gevoeliger gedrag tegenover spanningsdips met een grote point on wave of fasesprong. Beide PV‐invertoren tonen een gelijkaardig gedrag bij fasesprongen. De gevoeligheidskarakteristieken (Figuur 7.8 en Figuur 7.9) tonen dat de SunTechnics beduidend gevoeliger is dan de Danfoss bij eenzelfde fasesprong. Bij een ride‐thru proberen de twee invertoren tijdens de spanningsdip de energie aanvoer constant te houden, waardoor er een tijdelijke stroomstijging ontstaat. Grote gevoeligheid op spanningsdips kan negatieve effecten hebben in regio’s met zwakke elektriciteitsnetten. Doordat de PV‐systemen er méér afkoppelen door de frequentere spanningsdips kunnen ze hierdoor gemiddeld minder energie leveren, terwijl omgekeerd, het elektriciteitsnet de frequente vermogen variaties, veroorzaakt door het uitschakelen van PV‐systemen, moet opvangen. Als conclusie wordt gesteld dat PV‐invertoren geen éénvormig gedrag vertonen op spanningsdips. Uit de metingen, waarnemingen en gevoeligheidskarakteristieken kunnen we besluiten dat : ‐ dat het geleverde vermogen naar het net geen effect heeft op de gevoeligheid van moderne invertoren. ‐ de nieuwere generatie PV‐invertoren minder gevoelig zijn aan Point on Wave spanningsdips. ‐ de gevoeligheid van de invertor evenredig is met de grootte van de fasesprong. ‐ De oudere generatie PV‐invertoren sneller uitschakelen waardoor ze gemiddeld minder energie leveren. 70 Masterproef: Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties, academiejaar 2012‐2013

8 Besluit De bedoeling van deze masterproef was na te gaan wat de invloed en de gevolgen van spanningsdips van het elektriciteitsnet zijn op de werking‐ en de componenten van een PV‐invertor. De studie richt zich vooral op PV‐ invertoren (=<10kVA) die hoofdzakelijk gebruikt worden in de residentiële markt. Om dit te verwezenlijken werd het werk in 3 fasen opgedeeld.

8.1 Eerste fase Eerst werd er een literatuurstudie uitgevoerd waarin: ‐ de verschillende facetten zoals het type invertor en werking van invertoren uitgewerkt werden ‐ de verschillende normen inzake de invertor en spanningsdips werden toegelicht ‐ de soorten spanningsdips en hun eigenschappen werden onderzocht Uit de gevonden informatie werd duidelijk dat er twee types invertoren bestaan. Namelijk de ééntraps‐ en meertraps invertoren. Het blijkt dat het meest gebruikte type invertor in residentiële toepassing de meertraps invertor is vanwege zijn groter bereik van ingangsspanning. Over de geteste invertoren werd weinig informatie gevonden, over de Danfoss invertor werd wel een uitgebreid specificatieblad gevonden. De onderverdeling van de invertoren liet toe om de werking van elk afzonderlijk component te omschrijven. Deze zijn de DC‐DC converter, de transformator, de DC‐AC converter en beveiliging. Uit de studie van normen en standaarden werd duidelijk wanneer de invertor op het net mag gekoppeld worden. Bij het bestuderen van de netnorm (EN50160) dat de spanningsdip omschrijft werd duidelijk deze onvolledig leek om een totaalbeeld te krijgen van spanningsdips. Om een duidelijk beeld te vormen aan welke limieten en test methode moest gevolg worden werd de internationale IEC 61000‐4‐11 geraadpleegd. Er werd een meer uitgebreide beschrijving gemaakt.

8.2 Tweede fase In een tweede fase werden praktische testen uitgevoerd. Daarbij werd een meetmethode samengesteld die beschreef hoe de metingen moesten verlopen en welke curven er geproduceerd moesten worden. Door middel van metingen werd onderzoek gedaan naar het afschakelgedrag van een invertor bij verschillende soorten spanningsdips. De meetmethode beschreven in de norm (EN IEC 61000‐4‐11) werd in deze masterproef aangevuld met een uitgebreidere beschrijving van de spanningsdips, om zo een meer omvattende meetmethode te bekomen. Point on wave en fasesprong werden additioneel geanalyseerd. Uit de meetstudie wordt geconcludeerd dat invertoren zéér gevoelig zijn voor verschillende types spanningsdips. Doordat verschillende beveiligingsmethoden geïmplementeerd zijn in invertoren, reageren deze anders op spanningsdips.


8.3 Derde fase Alle gegevens werden uit de praktische testen in gevoeligheidskarakteristieken gegoten en werden verder geëvalueerd. Het afschakelgedrag van de invertoren werd vastgelegd in gevoeligheidskarakteristieken. Uit deze karakteristieken werd de invloed van point on wave, fasesprongen en het geleverd vermogen in het elektriciteitsnet bestudeerd. De opgemeten meetdata werd geanalyseerd om het gedrag van de invertor beter te begrijpen. Uit gevoeligheidskarakteristieken wordt geconcludeerd dat : ‐ de invertoren zéér gevoelig zijn : de geteste invertoren doorstaan geen ergere spanningsdips dan 70% Unom ‐ 70 ms, waardoor ze véél gevoeliger zijn dan de voorgeschreven DIN VDE 0126‐1‐1 norm (80% Unom‐ 200ms). ‐ het geleverde vermogen van de invertor weinig invloed heeft op de gevoeligheid van de invertoren. ‐ verschillende point on wave waarden van een spanningsdip geen uitgesproken invloed hebben op de gevoeligheid van de invertoren. ‐ de gevoeligheid van de invertor evenredig is met de grootte van de fasesprong, met andere woorden, hoe groter de fasesprong hoe sneller de invertor zich van het net ontkoppelt. ‐ een te gevoelige installatie zorgt ervoor dat de invertor te snel en teveel uitschakelt, waardoor er veel energieverlies is. ‐ Sommige types PV‐invertoren minder gevoelig zijn dan andere. Uit de testen bleek dat de SunTechnics invertor in vele gevallen gevoeliger was dan de Danfoss. Op gebied van normering kan er besloten worden dat naast de parameters die beschreven staan in de norm IEC 61000‐4‐11 de parameters fasesprong en point on wave ook van belang zijn bij het bestuderen van de gevoeligheid van invertoren. Verder kunnen de anti islanding detectie systemen verbeterd worden om geen overgevoeligheid noch ondergevoeligheid te vertonen bij spanningsdips. Met andere woorden dat de invertoren een afschakel gedrag vertonen die zo dicht mogelijk bij de DIN VDE 0126‐1‐1 norm ligt. De geteste Danfoss en SunTechnics systemen zijn véél gevoeliger dan wat de DIN VDE 0126‐1‐1 norm voorschrijft. Uit het standpunt van veiligheid is dit goed; de invertoren schakelen zéér snel uit bij spanningsdips, wat veiliger is voor de mens. Het economische gevolg is dat bij een grotere gevoeligheid van de invertoren er meer afgeschakeld wordt, waardoor het gemiddeld geleverd vermogen van de PV‐installatie daalt. Er moet een gezond evenwicht zijn tussen veiligheid van de mens, en het economisch aspect. Daarom is het belangrijk het juiste type invertor te selecteren, naargelang de hoeveelheid spanningsdips er op het elektriciteitsnet voorkomen. Bij een net met véél storingen wordt er best gekozen voor een minder gevoelig type invertor.


9 Bronnen [1] LEMCKO , Expertisecentrum Energie en Power Quality van Howest, http://www.lemcko.be/, November2012 [2] Routedusoleil, http://www.routedusoleil.nl/zonne‐energie/zonnepanelen/, Oktober 2012 [3] Nooitmeerstroombetalen, http://www.nooitmeerstroombetalen.nl/zonnestroom.html, Oktober 2012 [4] Desmet J., Debruyne C., Vanalme G., Vanalme J., Verhelst B., “Implementatie van innovatieve duurzame energiebronnen en hun interactie op het distributienet”, Kortrijk, 2010 [5] Etap, http://etap.com/renewable‐energy/photovoltaic‐101.htm, Oktober 2012 [6] Soeren B. K., John K. P., Frede B., “A Review of Single‐Phase Grid‐Connected Inverters for Photovoltaic Modules”, Aalborg, 2005 [7] SynerGrid, “Specifieke technische voorschriften voor decentrale productie installaties die in parallel werken met het distributienet C10/11”, 4 juni 2012 [8] Yaosuo X., Liuchen C., Søren B. K., Josep B., Toshihisa S., “Topologies of Single‐Phase Inverters for Small Distributed Power Generators: An Overview”, Jiaotong, 2004 [9] Pollefiet J., “elektronische vermogencontrole 1 & 2” [10] Martino M., Citro C., Rouzbehi K., Rodriguez P., “Efficiency Analysis of Single‐Phase Photovoltaic Transformer‐less Inverters”, Aalborg, 2012 [11] Wei Y. T., Chee W. T., “An Overview of Islanding Detection Methods in Photovoltaic Systems”, Teknologi, 2011 [12] Søren B. K., “Design and Control of an Inverter for Photovoltaic Applications”, Aalborg, 2005, pg 74 [13] [14] [15] [16] [17] [18]

[19] [20] [21] [22]

[23]

Femia N., Petrone G., Spagnuolo G., Vitelli M., “Optimization of Perturb and Observe Maximum Power Point Tracking Method”, Salerno,2005 European Commision, http://ec.europa.eu/enterprise/policies/european‐standards/harmonised‐ standards/, November 2012 EN 61000‐6‐1, “Electromagnetic compatibility (EMC) ‐ Part 6‐1: Generic standards ‐ Immunity for residential, commercial and light‐industrial environments”, 2007 EN 61000‐6‐3, “Electromagnetic compatibility (EMC) ‐ Part 6‐3: Generic standards ‐ Emission standard for residential, commercial and light‐industrial environments”, 2007 EN 50160, “Voltage characteristics of electricity supplied by public electricity networks”, 2010 EN 61000‐2‐2, “Electromagnetic compatibility (EMC) ‐ Part 2‐2: Environment ‐ Compatibility levels for low‐frequency conducted disturbances and signaling in public low‐voltage power supply systems”, 2002 IEC/TR 61000‐2‐8 ed1.0, “Electromagnetic compatibility (EMC) ‐ Part 2‐8: Environment ‐ Voltage dips and short interruptions on public electric power supply systems with statistical measurement results” Masoud A. G., “Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality”, Tehran Leborgne R. C., “Voltage sags characterisation and estimation”, Göteborg, 2005 Bollen M., Stephens M., Djokic S., Stockman K., Brumsickle B., Milanovic J., Romero G. J., Neumann R., Ethier G., Corcoles F., Ferguson A., Goossens P., Ligot P., Lopes L. A., Marteyn P., McEachern A., Mentzer J., McMichael I., Minnaar U., Reusel V. R., Zavoda F., “Voltage Dip Immunity of Equipment and Installations”, Manchester, 2010 Bletterie B., Bruendlinger R., Mayr C., Kirchhof J., Moschakis M., Hatziargyriou N., Nguefeu S., “Identification of general safety problems, definition of test procedures and design‐measures for protection”, Wien, 2006


Masterproef Invloed van spanningsdips op het gedrag van invertoren in fotovoltaïsche installaties

Recommend Documents