Внесок струму короткого замикання джерел, живлених через інвертори (PV, BESS) — чому IEC 60909-0 потребує тут іншого підходу

[Гід про розрахунок струму короткого замикання за IEC 60909-0](/guides/nen-1010/kortsluitstroomberekening-iec-60909-impedantiemethode) та гід про реактивні опори генератора Xd″, Xd′ і Xd обидва розглядають мережу, в якій струм короткого замикання визначається імпедансом джерела: чим нижчий реактивний опір, тим вищий струм пошкодження, що загасає відповідно до фізично визначеної кривої спаду. PV-інвертор або інвертор акумуляторної батареї (BESS), однак, поводиться під час короткого замикання принципово інакше — і це має прямі наслідки для проєктування та налаштування захисту.

Обмеження за імпедансом проти обмеження за струмом

Синхронний генератор видає свій струм короткого замикання через власний магнітний реактивний опір: фізика самої машини визначає струм, який під час надперехідного пошкодження може досягати кількох кратностей (часто 5-10× і більше) номінального струму. Інвертор, підключений до мережі, працює зовсім інакше: силова електроніка (IGBT-транзистори або подібні перемикальні елементи) фізично не може видати струм, що перевищує теплові та граничні за напругою межі напівпровідників, а керування інвертора активно обмежує вихідний струм до заздалегідь встановленого максимуму — незалежно від того, наскільки низький імпеданс мережі в місці пошкодження. Для мережевого веденого (grid-following) інвертора, типового для більшості наявних установок PV і BESS, це обмеження зазвичай становить приблизно 1,1-1,2× від номінального струму інвертора, приблизно протягом кількох періодів мережі, поки інвертор сам не вимкнеться.

Чому це важливо для проєктування захисту

Ця принципово інша характеристика струму пошкодження має практичні наслідки:

• Струмовий захист, що покладається виключно на внесок інвертора, може виявитися недостатньо чутливим: звичайне максимальне струмове реле (ANSI 50/51), налаштоване на кратність номінального струму синхронного джерела, може взагалі не виявити пошкодження, що живиться лише інверторами — з максимальним внеском лише ~1,2×Iном.
• Спрямовані та диференційні захисти залишаються працездатними, оскільки вони не залежать від високого абсолютного значення струму, а від фазового кута, напрямку або різниці між вхідним і вихідним струмом — див. також гід про спрямований максимальний струмовий захист (67).
• Внесок інверторної електростанції у мережеве пошкодження в іншому місці (наприклад, сусідня сонячна станція, що допомагає живити пошкодження в мережі) обмежений порівняно з такою самою потужністю синхронної генерації — це впливає як на загальний доступний струм пошкодження для виявлення, так і на потрібну відключну здатність комутаційної апаратури.

IEC 60909-0:2016: окреме правило для full-size converters

Щоб явно врахувати цю відмінність, IEC 60909-0 у редакції 2016 року додала окреме положення для «power station units with full-size converters» — генерувальних установок, підключених до мережі через повний силовий перетворювач (замість безпосередньо через синхронну машину), як це має місце для більшості PV-станцій та систем накопичення енергії в акумуляторах. Замість звичайного методу еквівалентного джерела напруги, заснованого на реактивному опорі, внесок такої установки розглядається як джерело, кероване за струмом, з фіксованим, зазначеним виробником максимальним внеском, а не як джерело, обмежене імпедансом, внесок якого безпосередньо випливає з імпедансу мережі.

Увага: ця стаття розглядає принцип для поширених мережевих ведених (grid-following) інверторів. Новіша технологія мережеутворювальних (grid-forming) інверторів може поводитися інакше при пошкодженні і є предметом триваючої розробки стандартів (у тому числі в рамках IEEE 2800); ця стаття не дає вичерпного огляду кожної стратегії керування інвертором.

Практична значущість

При виконанні розрахунку струму короткого замикання для мережі зі значною часткою PV- або акумуляторної генерації важливо не моделювати внесок цих джерел, живлених через інвертори, так само, як синхронний генератор зі значенням реактивного опору — фактичний внесок, як правило, значно нижчий, що має наслідки як для потрібної відключної здатності (яка може виявитися нижчою, ніж за такої самої потужності синхронної генерації), так і для чутливості струмових захистів (яка повинна бути вищою, щоб все ж виявляти пошкодження з обмеженим внеском інвертора).

Часті помилки

1. Оцінка внеску струму короткого замикання PV- або BESS-інвертора з використанням того самого підходу на основі реактивного опору, що й для синхронного генератора — це значно завищує фактичний внесок.
2. Вибір струмового захисту без урахування обмеженого, ~1,1-1,2×Iном внеску джерел, живлених через інвертори, у пошкодження, що живиться виключно цими джерелами — це може призвести до захисту, який не спрацює.
3. Припущення, що велика встановлена потужність PV або BESS автоматично вимагає великої відключної здатності комутаційної апаратури — фактичний внесок струму пошкодження джерел, живлених через інвертори, як правило, значно нижчий, ніж можна було б припустити за номінальною потужністю.
4. Відсутність розрізнення між мережевим веденим (grid-following) та мережеутворювальним (grid-forming) керуванням інвертора при оцінці характеристики струму пошкодження — обидва можуть поводитися інакше при пошкодженні, і специфікація виробника конкретного інвертора залишається визначальною.

Пов'язані матеріали

• Розрахунок струму короткого замикання — імпедансний метод IEC 60909-0
• Реактивні опори генератора Xd″, Xd′ і Xd
• Захист від протиострівного режиму PV-інвертора (NEN-EN 50549)
• Спрямований максимальний струмовий захист (ANSI 67)