Czym jest technologia PCS Voltage Ride-Through?

Wprowadzenie do technologii PCS Voltage Ride-Through (VRT)

• Autor: Dział Zagraniczny · Centrum Techniczne
• Produkty objęte: Falowniki magazynowania energii (PCS) serii ENJOY EPCS125-AM / EPCS105-AM

I. Przegląd

Voltage Ride-Through (VRT) jest obowiązkowym wymogiem zgodności dla urządzeń energoelektronicznych przyłączanych do sieci (PCS, falowniki fotowoltaiczne, przekształtniki wiatrowe itp.). Wymaga ono, aby w przypadku chwilowego odchylenia napięcia sieci spowodowanego awarią lub inną przyczyną, urządzenie pozostało przyłączone do sieci, aktywnie wspierało sieć i odzyskiwało pracę zgodnie z dyspozycją operatora — zamiast po prostu „odłączyć się po wykryciu niskiego napięcia”.

Wraz ze wzrostem udziału energii odnawialnej w miksie wytwarzania (w UE w 2025 r. łączny udział wiatru i słońca w produkcji energii przekroczył 40%), tradycyjna strategia „falownik odłącza się przy każdej awarii" prowadzi do reakcji łańcuchowego odłączania — wielkie awarie w Australii 28.09.2016, w Wielkiej Brytanii 09.08.2019 oraz w Teksasie w USA w 2021 r. były bezpośrednio związane z masowym odłączeniem jednostek OZE w trakcie zakłóceń.

Cele niniejszego dokumentu:

1. Systematyczne omówienie koncepcji, parametrów i norm dotyczących VRT w PCS
2. Porównanie różnic między głównymi światowymi normami przyłączeniowymi
3. Przedstawienie rzeczywistych, zmierzonych możliwości serii ENJOY EPCS125-AM w ramach uzyskanych certyfikatów
4. Dostarczenie szablonów odpowiedzi oraz typowych pułapek przy realizacji projektów

II. Czym jest Voltage Ride-Through

2.1 Podstawowa definicja

Voltage Ride-Through = zdolność PCS do pozostania przyłączonym do sieci przez określony czas, gdy napięcie sieci chwilowo wykracza poza zakres normalny, oraz do dostarczania/pochłaniania mocy biernej lub utrzymywania mocy czynnej zgodnie z wymaganiami sieci.

Angielska nazwa "Ride-Through" dosłownie oznacza „przejechać przez", co obrazowo wyraża sens „przetrwać tę chwilę, nie wypaść z siodła".

2.2 Trzy główne kategorie

Jest to fundamentalna zmiana z podejścia „samoobrona" na „odpowiedzialność wobec sieci". Sieć wymaga, aby PCS w trakcie zakłócenia:

1. Nie odłączał się (unikając reakcji łańcuchowych)
2. Wytwarzał moc bierną (wspierając odbudowę napięcia)
3. Ograniczał moc czynną (nie pogarszając zakłócenia)
4. Szybko przywracał normalną pracę po usunięciu zakłócenia

III. Dlaczego PCS musi posiadać zdolność Voltage Ride-Through

3.1 Wymagania stabilności sieci

Po masowym wdrożeniu OZE udział tradycyjnych generatorów synchronicznych (elektrownie cieplne/wodne) spada. Generatory synchroniczne posiadają naturalnie zdolność do przechodzenia przez zakłócenia, odpowiedź inercjonalną i wsparcie mocą bierną, podczas gdy urządzenia energoelektroniczne muszą te cechy aktywnie symulować.

3.2 Wymagania regulacyjne

Obecnie wszystkie główne światowe kody sieciowe wymagają od urządzeń przyłączanych zdolności VRT:

• GB/T 34133-2017 (Chiny) — „Techniczne wymagania przyłączenia systemów magazynowania energii do sieci"
• EN 50549-1/-2/-10 (UE, 2019–2022)
• G99 Issue 2 (wraz z Amd 7, 2024, Wielka Brytania)
• IEEE 1547-2018 (Ameryka Północna)
• VDE-AR-N 4105/4110/4120 (Niemcy)
• CEI 0-21 / CEI 0-16 (Włochy)
• AS/NZS 4777.2:2020 (Australia)

Brak certyfikatu VRT = brak możliwości przyłączenia do sieci.

3.3 Nowe wymagania dla magazynów typu grid-forming (GFM/VSG)

Wraz ze spadkiem udziału generatorów synchronicznych nowe kody sieciowe (np. brytyjski GC0137, australijski CSIP-AUS, południowoafrykański Grid Code 9.0) zaczynają wymagać:

• Trybu Grid-Forming (GFM) — magazyn aktywnie ustala referencję napięcia/częstotliwości sieci
• Virtual Synchronous Generator (VSG) — symulacja inercji, tłumienia i regulacji pierwotnej generatora synchronicznego
• Black Start — autonomiczne uruchomienie z obciążeniem po pełnym zaniku sieci

Wszystkie te zdolności bazują na voltage ride-through — urządzenia bez pozytywnego VRT nie mogą uczestniczyć w pracy grid-forming.

IV. Szczegółowe omówienie kluczowych parametrów VRT

4.1 Obwiednia napięcie–czas (Voltage-Time Profile)

Jest to pierwszy twardy wymóg VRT — definiuje, że gdy napięcie sieci znajduje się w określonym obszarze, PCS musi pozostać przyłączony.

Typowa krzywa wg GB/T 34133-2017 (poglądowo)

Obszar pod krzywą = dozwolone odłączenie; obszar nad krzywą = obowiązek pozostania w sieci.

Krzywa wg EN 50549-10:2022 (dedykowana dla magazynów)

• 0,05 pu przez ≥ 150 ms
• 0,20 pu przez ≥ 625 ms
• 0,85 pu przez ≥ 3,0 s

IEEE 1547-2018 Category III (najsurowsze)

• 0,0 pu przez ≥ 160 ms
• 0,30 pu przez ≥ 1,6 s
• 0,65 pu przez ≥ 3,0 s
• 0,88 pu przez ≥ 5,0 s

4.2 Współczynnik odpowiedzi prądem biernym k

Wzór:

$$\Delta I_q \geq k \cdot (U_0 - U_{measured})$$

gdzie:

• $U_0$: referencyjne napięcie normalne (zwykle 0,9 pu)
• $U_{measured}$: aktualnie zmierzone napięcie
• k: współczynnik odpowiedzi, jednostka pu/pu

Im większe k → tym silniejsze wsparcie napięciowe → tym lepiej oceniane przez operatora sieci

Czas reakcji: wstrzyknięcie prądu biernego w ciągu ≤ 20 ms (1 okres napięcia sieci) od wystąpienia zakłócenia.

4.3 Priorytet pracy podczas zakłócenia

Priorytet (od najwyższego):

$$\text{prąd bierny (Q)} > \text{prąd czynny (P)}$$

tj. w czasie zapadu napięcia najpierw wytwarzamy moc bierną, aby ustabilizować napięcie, potem rozważamy moc czynną.

Konkretne strategie:

• W trakcie LVRT: moc czynna może spaść do 0 (GB/T, IEEE); EN 50549-10 dla magazynów dopuszcza kontynuację ładowania małą mocą (≤0,1 pu) — to unikalna przewaga BESS nad PV
• W trakcie HVRT: moc czynna spada do 0, dopuszczalne pochłanianie mocy biernej w celu obniżenia napięcia

4.4 Odbudowa po usunięciu zakłócenia

• Po usunięciu zakłócenia w ciągu ≤ 500 ms: moc czynna odzyskana do ≥ 90%
• Nachylenie narastania prądu: ≤ 0,2 pu na okres
• Odpowiedź częstotliwościowa: zakłócenie częstotliwości w trakcie odbudowy powinno wynosić ≤ 0,5 Hz

V. Porównanie głównych światowych norm przyłączeniowych

5.1 Tabela szybkiego przeglądu

5.2 Kluczowe różnice

1. Najsurowsza krzywa: IEEE 1547-2018 Cat III (wymaga przejścia przez 0 pu przez 160 ms)
2. Najszybsza odpowiedź: EN 50549-10, G99 (wymagają rozpoczęcia wstrzykiwania mocy biernej w 10~20 ms)
3. Klauzule dedykowane magazynom: EN 50549-10 (ładowanie zwrotne w trakcie zakłócenia)
4. Najbardziej złożone wymagania symulacyjne: VDE-AR-N 4110/4120 (wymaga modelu DIgSILENT PowerFactory)

VI. Rzeczywiste możliwości VRT serii ENJOY EPCS125-AM

6.1 Krótki opis produktu

Seria ENJOY EPCS125-AM to dwukierunkowe PCS do magazynowania energii opracowane przez Enjooy na rynki europejskie, australijski i azjatyckie. Obejmuje 3 modele:

Kluczowe parametry techniczne:

• Napięcie znamionowe: 230/400 Vac (trójfazowe, czteroprzewodowe)
• Częstotliwość znamionowa: 50 Hz / 60 Hz, adaptacyjna
• Topologia: dwupoziomowy IGBT + filtr LCL
• Wersja oprogramowania: V200B000D000 (stan na 2025 r.)
• Platforma sterowania: architektura dwurdzeniowa DSP + FPGA
• Interfejsy komunikacyjne: RS485 / CAN / Ethernet (Modbus RTU/TCP, CAN 2.0B)

6.2 Uzyskane certyfikaty związane z VRT (tu prezentujemy wybrane; szczegóły w Centrum Certyfikatów)

| # | Kraj/Region | Numer certyfikatu | Norma | LVRT | HVRT | ZVRT | |---|---|---|:-:|:-:|:-:| | 1 | UE ogólne | COCPVP0201925E-001 | EN 50549-1+10 | ✅ | ✅ | ✅ | | 2 | UE (MV) | COCPVP0201925E-002 | EN 50549-2+10 | ✅ | ✅ | ✅ | | 3 | Niemcy | 250194RECO01-CER | VDE-AR-N 4110/4120 | ✅ | ✅ | ✅ | | 4 | Wielka Brytania | COCPVP1007024E-001 | G99 Type D | ✅ | ✅ | ✅ | | 5 | Wielka Brytania | 2588AP060242001 | G100 | ✅ | ✅ | — | | 6 | Hiszpania | 240375RECO01-CER | UNE 217001 | ✅ | ✅ | ✅ | | 7 | Hiszpania | 240375RECO02-A/B | UNE 217002 | ✅ | ✅ | ✅ | | 8 | Włochy | COCPVP0308024E-001 | CEI 0-21 | ✅ | ✅ | ✅ | | 9 | Włochy | COCPVP0308024E-002 | CEI 0-16 | ✅ | ✅ | ✅ | | 10 | Francja | COCPVP0309625E-001/002 | Type A / Type B | ✅ | ✅ | ✅ | | 11 | Polska | COCPVP0500525E-002 | Type D / NC RfG | ✅ | ✅ | ✅ | | 12 | Holandia | COCPVP0500525E-003 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 13 | Szwecja | COCPVP0500525E-004 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 14 | Finlandia | COCPVP0500525E-005 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 15 | Czechy | COCPVP0510025E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 16 | Dania | COCPVP0600525E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 17 | Rumunia | COCPVP0600525E-002 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 18 | Belgia | COCPVP0600525E-003 | Synergrid C10/11 | ✅ | ✅ | ✅ | | 19 | Węgry | COCPVP0703625E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 20 | Szwajcaria | COCPVP0703625E-002 | ESTI | ✅ | ✅ | ✅ | | 21 | Austria | COCPVP0206725E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 22 | Grecja | AOCPVP0909825E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 23 | RPA | COCPVP0500525E-001 | NRS 097-2-1 | ✅ | ✅ | ✅ | | 24 | Arabia Saudyjska | DSS_PCS-25-1206 | SASO / IEC 62116 | ✅ | ✅ | — | | 25 | Australia | certyfikat australijski 100~125kW | AS/NZS 4777.2 | ✅ | ✅ | ✅ | | 26 | Australia/NZ | COCPVP1104724E-002 | AS/NZS 4777.2 + IEC 61727/62116 | ✅ | ✅ | ✅ |

Łączny zasięg: 22 kraje + 2 kategorie (UE ogólne MV/LV) = 24 obszary przyłączeniowe.

6.3 Kluczowe możliwości pomiarowe (na podstawie danych z testów certyfikacyjnych)

6.3.1 Wyniki LVRT (na przykładzie EN 50549-10:2022)

Warunki testu: 100% mocy znamionowej (125 kW), 50 Hz, symetryczny zapad trójfazowy, dynamiczny czas odpowiedzi prądem biernym ≤ 20 ms.

6.3.2 Wyniki HVRT

6.3.3 Wyniki dla zakłóceń asymetrycznych

| Typ zakłócenia | Wynik pomiaru | |---| | Zapad jednofazowy (faza AN 0,0 pu, BC normalne) | utrzymano przyłączenie, prąd przeciwnej kolejności ≤ 5% wartości znamionowej | | Zapad dwufazowy (fazy AB 0,0 pu, C normalna) | utrzymano przyłączenie, prąd przeciwnej kolejności ≤ 5% wartości znamionowej | | Zapad trójfazowy symetryczny (0,05 pu) | utrzymano przyłączenie, prąd zgodnej kolejności z odpowiedzią k=2,0 |

6.4 Podwójna weryfikacja: model symulacyjny + pomiary

ENJOY dostarcza dla dużych projektów przyłączeniowych model symulacyjny DIgSILENT PowerFactory:

• Plik modelu: EPCS125.pfd
• Suma kontrolna MD5: 9051EAAF58492DDA68DA1AF3F8353D0C
• Platforma symulacyjna: DIgSILENT PowerFactory 2024
• Powiązane normy: VDE-AR-N 4110/4120 + FGW TR3 Rev. 26 / TR4 Rev. 10

Zakres zastosowania:

• badanie wpływu na sieć (Grid Impact Study, GIS) na etapie przetargu
• analiza stabilności przejściowej (Transient Stability)
• symulacyjna weryfikacja zdolności VRT
• analiza oddziaływań harmonicznych w pracy równoległej wielu urządzeń

6.5 Raporty z testów zewnętrznych i jednostki certyfikujące

Wszystkie testy zostały przeprowadzone przez międzynarodowe, akredytowane jednostki trzecie: SGS, TÜV, Intertek, DNV, CESI. Procedury testowe są zgodne z:

• ISO/IEC 17065 (system certyfikacji wyrobów)
• IEC 61400-21-1 (metody pomiaru jakości energii)
• FGW TR3 Rev. 26 (niemieckie wytyczne pomiarowe dla jednostek wytwórczych)

Każdy certyfikat jest ważny przez 5 lat; najnowszy certyfikat VDE jest ważny do 2030-06-19.

VII. Przewaga BESS PCS nad falownikami PV

Magazynowy PCS i falownik fotowoltaiczny mają zbliżoną topologię i sterowanie, lecz dwukierunkowy przepływ energii oraz elastyczna dyspozycja magazynu nadają mu unikalne zdolności w zakresie VRT:

Wniosek: w nowoczesnym systemie elektroenergetycznym BESS PCS to już nie tylko „urządzenie przyłączone do sieci", lecz „aktywny zasób wsparcia sieci".

VIII. Kluczowe punkty realizacji projektu i typowe pułapki

8.1 Potwierdzenie wersji normy

Pułapka 1: specyfikacja techniczna klienta powołuje się na starszą wersję normy.

• Częste zjawisko: w SIWZ podano „G99 Issue 1" lub „EN 50549-1:2019", podczas gdy DSO przeszedł już na G99 Issue 2 Amd 7 / EN 50549-1+A1.
• Działanie: na etapie oferty zweryfikować najnowsze regulacje DSO i jasno wskazać numer wersji normy w PQD.

8.2 Zdolność do zakłóceń asymetrycznych

Pułapka 2: SIWZ wspomina jedynie „LVRT" bez sprecyzowania, czy wymagane są zakłócenia asymetryczne.

• Większość DSO domyślnie wymaga pełnego pakietu: trójfazowe symetryczne + asymetryczne (jednofazowe, dwufazowe).
• Działanie: jednoznacznie odpowiedzieć: „Obsługiwane 4 tryby zakłóceń: trójfazowe symetryczne, fazy AB, fazy BC, faza AN".

8.3 Wartość k a ograniczenie prądowe

Pułapka 3: klient wymaga k≥3,0, ale przeciążalność prądowa sprzętu PCS wynosi ≤1,5 pu.

• Rzeczywista odpowiedź będzie mniejsza od teoretycznego k ze względu na ograniczenie prądowe.
• Działanie: raport z testów musi jasno wskazywać: „przed ograniczeniem prądowym k=3,0, po ograniczeniu maksymalne zmierzone k=1,4 pu".

8.4 Konfiguracja DC Chopper

Pułapka 4: wzrost napięcia szyny DC podczas LVRT w BESS dużej mocy prowadzi do uszkodzenia IGBT.

• Działanie: BESS powyżej 100 kW musi mieć aktywny DC chopper IGBT (nie pasywny rezystor).
• Seria ENJOY EPCS125-AM ma wbudowany DC chopper — nie wymaga urządzeń zewnętrznych.

8.5 Zapis przebiegów i raport jednostki trzeciej

Pułapka 5: oferta ogranicza się do ogólnikowego „certyfikat uzyskany" bez konkretnych danych przebiegów.

• DSO zazwyczaj wymaga rzeczywistych przebiegów (zapis 5 s: 0,2 s przed zakłóceniem, okres zakłócenia, 1 s po zakłóceniu).
• Działanie: dostarczyć przebiegi i dane surowe poświadczone przez akredytowane jednostki (SGS/TÜV).

8.6 Wymagania dotyczące modelu symulacyjnego

Pułapka 6: na etapie oferty klient wymaga symulacji w PSCAD/EMTDC.

• Model DIgSILENT PowerFactory nadaje się wyłącznie do symulacji RMS i jest niewystarczająco dokładny do analizy przepięć przejściowych (TOV) czy udarów łączeniowych w skali elektromagnetycznej.
• Działanie: zapytać klienta, czy akceptuje model DIgSILENT, czy wymaga dodatkowego modelu uproszczonego PSCAD.

8.7 Praca równoległa wielu urządzeń

Pułapka 7: rezonans PLL przy pracy równoległej wielu PCS może powodować fałszywe wyzwolenia.

• Działanie: zapytać o doświadczenie w testach wielomaszynowych lub poprosić DSO o dane impedancji sieci (moc zwarciowa).

IX. Najczęściej zadawane pytania (FAQ)

Q1: Jaka jest różnica między LVRT a zapadem napięcia (Voltage Sag)?

A: Voltage sag to zjawisko (krótkotrwałe obniżenie napięcia), a LVRT to zdolność urządzenia do pozostania przyłączonym do sieci w trakcie tego zapadu. Zapad może być spowodowany zwarciem, rozruchem dużego silnika lub załączaniem transformatora.

Q2: Jaka jest kluczowa różnica między EN 50549-10 a EN 50549-1?

A: - EN 50549-1: ogólne wymagania przyłączeniowe (dla wszystkich urządzeń wytwórczych/magazynujących) - EN 50549-10: dodatek dedykowany magazynom, obejmujący m.in. ładowanie zwrotne w trakcie LVRT, tryb VSG, wirtualną inercję i inne klauzule unikalne dla magazynów

Q3: Czy ENJOY EPCS125-AM posiada certyfikat VDE-AR-N 4105?

A: ENJOY EPCS125-AM posiada certyfikat VDE-AR-N 4110:2023-09 (średnie napięcie, >52 kW) oraz VDE-AR-N 4120:2018+A1:2024 (wysokie napięcie). Norma 4105 dotyczy głównie urządzeń niskonapięciowych małej mocy (≤135 kW trójfazowo) — może mieć zastosowanie, ale wymaga potwierdzenia zakresu modelu.

Q4: Czy tryb grid-forming (VSG/GFM) wymaga osobnej certyfikacji?

A: Zależy od wymagań projektu. ENJOY EPCS125-AM-F posiada już funkcję VSG (szczegóły w „Raporcie z testów współpracy PCS grid-forming ze stycznikiem przełączającym tryb wyspowy/sieciowy"), jednak część DSO wymaga odrębnej procedury certyfikacji GFM (np. brytyjski GC0137, australijski CSIP-AUS). Zalecamy ustalenie tego z klientem na etapie oferty.

Q5: Czy możliwe jest przygotowanie raportu VRT dedykowanego konkretnemu DSO (np. ČEPS, PSE, Transelectrica)?

A: Tak. ENJOY posiada certyfikaty dla wszystkich wymienionych 18 krajów, a rozdziały Annex każdego certyfikatu zawierają pomiary przebiegów i krzywe wymagane przez DSO danego kraju. W razie potrzeby dedykowana odpowiedź może zostać przygotowana w ciągu 5 dni roboczych.

X. Słowniczek

XI. Bibliografia i wykaz certyfikatów

11.1 Główne normy

1. GB/T 34120-2017 „Ogólne wymagania techniczne dla przekształtników magazynowania energii"
2. GB/T 34133-2017 „Techniczne wymagania przyłączenia systemów magazynowania energii do sieci"
3. EN 50549-1:2019+A1:2023 Requirements for generating plants to be connected in parallel with distribution networks
4. EN 50549-2:2019+A1:2023 Connection to MV distribution networks
5. EN 50549-10:2022 Additional requirements for storage plants
6. VDE-AR-N 4105:2018 Generators connected to LV distribution network
7. VDE-AR-N 4110:2023-09 Generators connected to MV distribution network
8. VDE-AR-N 4120:2018+A1:2024 Generators connected to HV distribution network
9. G99 Issue 2 Amendment 7 (2024) — UK
10. IEEE 1547-2018 — Standard for Interconnection and Interoperability of DER
11. AS/NZS 4777.2:2020 — Grid connection of energy systems via inverters
12. CEI 0-21:2022 + CEI 0-16:2022 — Italy
13. FGW TR3 Rev. 26 — Technical guidelines for generating plants (Germany)
14. FGW TR4 Rev. 10 — Simulation model (Germany)