Seminarium odbyło się 12 września 2019 roku. Uczestników seminarium powitali Sławomir Kopeć oraz Zbigniew Hanzelka. Wyjaśniono, że temat spotkania został sformułowany na podstawie konkluzji z poprzedniego seminarium. Uczestnicy dyskusji w stolikach eksperckich postulowali, by zająć się problemami technicznymi, na które może natknąć się inwestor, jeśli wprowadzi dużą liczbę źródeł rozproszonych do sieci zasilającej. Z podobnymi trudnościami spotykają się operatorzy sieci, stąd też obecność przedstawicieli Tauron Dystrybucja. Dystrybutor dokonał pomiarów i badań w sieci wewnętrznej jednego z klastrów i chciałby podzielić się ich wynikami. Opisanie problemów, z jakimi mogą się spotykać klastry, i wspólna dyskusja pozwoli podjąć działania w celu poprawy sytuacji.

W pierwszej kolejności głos zabrał prezes spółki Tauron Dystrybucja – Jerzy Topolski. Stwierdził, że rozwijając koncepcję energetyki rozproszonej, Polska przeżywa właśnie drugą rewolucję energetyczną (pierwsza to tworzenie rynku godzinowego w latach 90.). Choć została już wypracowana odpowiednia technologia, koniecznością jest doprowadzenie do sytuacji, w której klient klastra będzie miał taki sam komfort jak klient korzystający dzisiaj z TPA. Żeby było to możliwe, trzeba przezwyciężyć problemy związane z systemami IT, systemami pomiarowymi oraz prawami fizyki. Temu służy to seminarium.

Maciej Mróz mówił o rozwoju instalacji fotowoltaicznych na przykładzie gminy Ochotnica Dolna. Zaczął od analizy aktualnego porządku prawnego. Zwrócił uwagę, że 27 kwietnia 2019 r. weszło w życie rozporządzenie Komisji Europejskiej z 2016 r., które znacząco zmieniło procedury, według których działa operator. Z myślą o wszystkich zainteresowanych przyłączaniem mikroinstalacji Mróz podkreślił, że najważniejszym dokumentem regulującym te kwestie jest Kodeks NC RfG, zaś wymagania techniczne zostały określone w karcie Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Ponieważ kodeks precyzuje zakresy częstotliwości, w których źródła powinny pracować, od 2021 roku operator będzie oczekiwał certyfikatu o spełnieniu wymagań technicznych przed przyłączeniem do sieci. Do tego czasu operatorzy przyjmują deklaracje zgodności, w których dostawca/producent urządzeń potwierdza, że konkretny falownik spełnia wymagania określone w kodeksie NC RfG. Wojciech Schab przeanalizował sposób działania fotowoltaiki na terenie gminy Ochotnica Dolna. Podkreślił, że była to ostatnia gmina w Polsce, która przeszła powszechną elektryfikację. Ponieważ aż do lat 70. nie było tam elektryczności, mieszkańcy oparli model rozwoju terenu o jego walory turystyczne i bogactwo naturalne, a w konsekwencji stworzyli filozofię gminy wolnej od zanieczyszczeń. Ze względu na historię modernizacji aktualnie podstawowym problemem w gminie jest asymetria przyłączeń do sieci. Wynika to z faktu, że podczas elektryfikacji budynki mieszkalne podłączano 1-fazowo, a zabudowania gospodarcze3-fazowo – część z tych instalacji przetrwała do dzisiaj i wciąż jest eksploatowana.

Łukasz Topolski zarysował teoretyczny kontekst dla zrozumienia, z czego wynikają wzrosty napięć przy dużym nasyceniu mikroinstalacji. Problem gminy Ochotnica bierze się stąd, że sieci były budowane w latach 70., gdy nikomu się nie śniło, że prąd może płynąć w dwóch kierunkach. W konsekwencji przyłączone do nich źródła powodują dużą asymetrię napięciową i prądową. Następnie Wojciech Schab kontynuował swoją opowieść o technicznym aspekcie funkcjonowania sieci w Ochotnicy Dolnej. Prelegent przedstawił wyniki pomiarów dokonanych w statystycznie wybranej reprezentatywnej stacji, które ilustrują problemy, z jakimi może się spotkać standardowy prosument działający w zestandaryzowanej sieci o średniej długości. Z przedstawionych danych wynika, że masowa instalacja fotowoltaiki na bardzo ograniczonym obszarze, zwłaszcza w sieci 1-fazowej, tworzy zupełnie nowe kryteria projektowania, eksploatacji i określania różnicy bilansowej. Ponieważ regulatory mają swoje zabezpieczenia nadnapięciowe, gdy na końcu sieci pojawiają się zawyżone napięcia, inwerter wyłącza się. Łukasz Topolski przeanalizował z kolei dane z rejestratora zainstalowanego u prosumenta, któremu inwerter wyłącza się w momencie największej produkcji energii. Po stronie operatora napięcie jest dotrzymane i nie widać problemów. Jeśli jednak przyjrzeć się wartościom chwilowym maksymalnym (zamiast uśrednionym 10-minutowo), lepiej widać wpływ generacji rozproszonej na napięcia. 1-fazowe inwertery powodują asymetrię prądów i napięć w poszczególnych fazach, co skutkuje przepływem dużych wartości prądu w przewodzie neutralnym. Koncentracja przyłączenia mikroinstalacji 1-fazowej do jednej fazy powoduje chwilowe znaczące wzrosty napięcia, a w konsekwencji – wyłączenie inwerterów.

Wojciech Schab zwrócił uwagę na kolejny problem. Otóż operator w Polsce nie ma żadnej delegacji prawnej do kontroli zgodności instalacji ze zgłoszeniem. Klienci często rozbudowują swoje instalacje, nie informując o tym dystrybutora. Taka sytuacja wpływa na rozchwianie funkcjonowania sieci. Wystąpienie zostało zakończone postulatem, by ustawodawca powołał organ, który zająłby się kontrolowaniem prosumentów pod tym kątem. Po przerwie do głosu powrócił Łukasz Topolski, który przedstawił tematykę współpracy agregatu z mikroinstalacjami podczas wykonywania prac eksploatacyjnych na sieciach dystrybucyjnych. Z badań wynika, że nawet w warunkach dużej asymetrii powodowanej 1-fazowymi instalacjami moc agregatu jest dużo większa niż moc oddawana do sieci przez mikroinstalacje. Następnie wymienił rozwiązania techniczne pozwalające zredukować negatywny wpływ źródeł odnawialnych na pracę sieci niskiego napięcia: transformator dodawczy, transformator symetryzujący, układy elektroenergetyczne, filtry aktywne, układy typu STATCOM. Wśród działań zalecanych na przyszłość wskazał: zastosowanie na obwodzie bateryjnego magazynu energii, który zbierałby nadwyżki energii generowanej przez instalacje odnawialne; sterowanie źródłami; zmniejszenie wartości mocy generowanej w źródłach i przesyłanej w kierunku stacji transformatorowej; zastosowanie „inteligentnych” łączników z możliwością zdalnego sterowania mikroinstalacjami.

Jerzy Topolski zwrócił uwagę na następującą zależność: im większy udział prosumentów, tym większe niezbilansowanie energii. Jego zdaniem w miejscach, gdzie prosumenci działają na większą skalę, należy budować magazyny energii. W procesie rozwoju energetyki rozproszonej w Polsce ważna będzie zmiana przepisów – te, które obowiązują dziś, są martwe lub anachroniczne. Podsumował, że reklamacje zgłaszane do operatora dotyczą w większości właśnie wyłączania się instalacji. Nawiązał do wypowiedzi swoich przedmówców, zauważając, że nie wynika to z błędu po stronie operatora. Aby zapobiegać takim sytuacjom, należy przemyśleć, czy jest sens budować sieci, które działają tylko przez kilkadziesiąt czy kilkaset godzin w roku. Rozwiązanie tego problemu może przynieść właśnie współpraca z klastrami. Na koniec Topolski zawnioskował, by umówić się na bezwzględne respektowanie wymagań technicznych dla urządzeń przyłączanych do sieci.

Prezentację przedstawicieli firmy Tauron Dystrybucja podsumował Zbigniew Hanzelka, który wyjaśnił, że intencją organizatorów było poproszenie reprezentantów energetyki rozproszonej o przedstawienie problemów występujących po ich stronie. Zwrócił uwagę, że w społeczeństwie pokutuje przeświadczenie, że operatorzy są przeciwko źródłom rozproszonym, bo chcą uniknąć problemów, a w gruncie rzeczy mogliby przyłączyć do swojej sieci dowolną ilość instalacji. Tymczasem z wystąpień prelegentów jasno wynika, że ostrożność energetyki zawodowej ma głębokie uzasadnienie techniczne i kosztowe. Niekontrolowane wzrosty napięć i asymetria to główne problemy generowane przez energetykę rozproszoną, z którymi należy się uporać.

Seminarium zostało zakończone prezentacją Zbigniewa Hanzelki pt. „Instalacje fotowoltaiczne a jakość dostawy energii elektrycznej”, po której przyszedł czas na pytania do przedstawicieli operatora.