Zwarcie, którego zabezpieczenia mogą nie wykryć. Falowniki zmieniają zasady gry

W wielu falownikach podczas zwarcia prąd jest ograniczany do wartości rzędu 1,2-2 p.u., choć dokładna wartość i przebieg czasowy zależą od konstrukcji urządzenia, rodzaju zakłócenia oraz algorytmu sterowania. To niewiele w porównaniu z klasycznym generatorem synchronicznym, którego odpowiedź zwarciowa bywa wielokrotnie silniejsza. Wraz ze wzrostem udziału źródeł przyłączonych przez falowniki zabezpieczenia elektroenergetyczne otrzymują więc słabszy i mniej jednoznaczny sygnał o awarii. Zwarcie pozostaje zagrożeniem, ale może stać się znacznie trudniejsze do wykrycia.

Przez dziesięciolecia zwarcia były łatwe do rozpoznania

Tradycyjny system elektroenergetyczny rozwijał się wokół dużych elektrowni wyposażonych w generatory synchroniczne. Są to maszyny wirujące, których zachowanie podczas zakłóceń wynika przede wszystkim z ich budowy, parametrów elektromagnetycznych oraz impedancji sieci. Gdy dochodzi do zwarcia, generator może przez krótki czas dostarczyć prąd znacznie przekraczający jego prąd znamionowy.

Dla zabezpieczenia nadprądowego jest to sytuacja dość czytelna. Jeśli w normalnych warunkach linią płynie 300 A, a po wystąpieniu zwarcia prąd rośnie do kilku tysięcy amperów, przekaźnik otrzymuje wyraźny sygnał, że nie ma do czynienia ze zwykłym wzrostem obciążenia. Może szybko wydać polecenie otwarcia wyłącznika i odseparowania uszkodzonego fragmentu sieci.

Różnicę między klasyczną generacją a źródłami falownikowymi dobrze pokazuje przewodnik „An Introduction to Inverter-Based Resources on the Bulk Power System”. Ukazał się w czerwcu 2023 r. z inicjatywy amerykańskiej organizacji North American Electric Reliability Corporation (NERC). Tekst wskazuje, że generatory synchroniczne dostarczają wysoki prąd zwarciowy, podczas gdy prąd zwarciowy źródeł przyłączonych przez falowniki jest bardzo niski. Nie jest to jedyna techniczna różnica między dwoma typami urządzeń. To zmiana podstawowych warunków, dla których przez lata projektowano automatykę zabezpieczeniową.

Falownik nie zachowuje się jak pomniejszony generator

Panele fotowoltaiczne wytwarzają prąd stały, podobnie jak ogniwa elektrochemicznego magazynu energii. Aby energia mogła zostać przekazana do sieci prądu przemiennego, potrzebny jest falownik. Także duża część współczesnych turbin wiatrowych jest przyłączana do systemu za pośrednictwem układów energoelektronicznych.

Falownik nie jest maszyną wirującą. Jego odpowiedź na zmianę napięcia i częstotliwości zależy od elementów półprzewodnikowych oraz od algorytmów zapisanych w sterowniku. To oprogramowanie określa m.in. jak szybko urządzenie zareaguje, jaki prąd poda do sieci i kiedy zacznie go ograniczać.

Ta ostatnia funkcja ma szczególne znaczenie podczas zwarcia. Elementy półprzewodnikowe są wrażliwe na przeciążenia, dlatego falownik nie może przez dłuższy czas dostarczać wielokrotności swojego prądu znamionowego. Po osiągnięciu zaprogramowanej granicy urządzenie ogranicza prąd, aby uniknąć uszkodzenia tranzystorów mocy.

W opracowaniu „High-Frequency Signature-Based Fault Detection for Future MV Distribution Grids”, autorstwa Yaswantha Naga Velagi, Kumaraguru Prabakara, Akankshy Singh i Pankaja K. Sena, opublikowanym przez IEEE w materiałach konferencji IEEE/IAS I&CPS w 2020 r., autorzy wykazują, że źródła przyłączone przez falowniki mogą dostarczać podczas zwarcia ok. 1,2-2 p.u. prądu, czyli w przybliżeniu 120-200 proc. wartości znamionowej.

Zbyt mały prąd nie oznacza niegroźnego zwarcia

Niski prąd zwarciowy może stworzyć mylne wrażenie, że samo zakłócenie jest mniej niebezpieczne. W rzeczywistości zwarcie nadal może powodować głęboki spadek napięcia, powstawanie łuku elektrycznego, przegrzewanie przewodów, uszkodzenie aparatury oraz przerwy w zasilaniu dużej liczby odbiorców.

Zmniejsza się nie tyle zagrożenie, ile czytelność informacji docierającej do zabezpieczenia. Przekaźnik nadprądowy nie analizuje skutków zwarcia dla całej sieci. Sprawdza przede wszystkim, czy zmierzony prąd przekroczył ustawiony próg oraz jak długo utrzymuje się powyżej niego.

Jeśli próg został ustalony na 600 A, zaś falowniki ograniczają łączny prąd zwarciowy do 450 A, zabezpieczenie może nie zadziałać. Dla niego bowiem nie wydarzyło się nic, co spełniałoby zaprogramowane kryterium. Jednocześnie napięcie w chronionym obszarze może spaść do poziomu uniemożliwiającego prawidłową pracę odbiorników i innych źrodeł.

Różnice między odpowiedzią zwarciową źródeł fotowoltaicznych i konwencjonalnych przeanalizowali Rasel Mahmud, Andy Hoke i David Narang w recenzowanej pracy konferencyjnej „Fault Response of Distributed Energy Resources Considering the Requirements of IEEE”, opublikowanej w 2020 r. w materiałach IEEE Power & Energy Society General Meeting. Autorzy podkreślają, że odpowiedź falownikowego DER na zwarcie jest w dużej mierze definiowana programowo, w granicach wynikających z fizyki urządzenia i może różnić się w zależności od wymagań standardów oraz implementacji producenta.

To samo zwarcie może wyglądać zupełnie inaczej

Rozważmy uproszczony przykład linii średniego napięcia zasilającej zakład przemysłowy. W normalnych warunkach płynie nią prąd o wartości 200 A. Na końcu linii dochodzi do zwarcia międzyfazowego.

W pierwszym wariancie system jest zasilany głównie przez generatory synchroniczne. Początkowy prąd zwarciowy osiąga 2000 A, natomiast zabezpieczenie nadprądowe ma próg działania ustawiony na 600 A. Prąd rośnie więc dziesięciokrotnie względem normalnego obciążenia i ponad trzykrotnie przekracza nastawę. Dla zabezpieczenia jest to wyraźny sygnał awarii.

W drugim wariancie znaczną część generacji synchronicznej zastępują instalacje fotowoltaiczne, turbiny wiatrowe i magazyny energii przyłączone przez przekształtniki. Załóżmy, wyłącznie dla zobrazowania mechanizmu, że podczas tego samego zwarcia zabezpieczenie mierzy 400 A. Zwarcie nadal istnieje i powoduje silny zapad napięcia, ale próg 600 A nie zostaje przekroczony.

Obniżenie nastawy do 300 A nie musi rozwiązywać problemu. Przekaźnik stałby się bardziej czuły na zwarcia, ale jednocześnie wzrosłoby ryzyko reakcji na przeciążenia lub inne dopuszczalne stany przejściowe. Projektant musi więc zachować margines błędu między maksymalnym prądem roboczym a minimum prądem zwarciowym. W systemie z dużym udziałem falowników ten margines może się wyraźnie zmniejszyć.

Problem ten opisuje Matthew J. Reno z Sandia National Laboratories w materiale technicznym „Controls and Fault Response of Inverter-Based Resources” z 2021 r. Pokazuje, że odpowiedź zwarciowa IBR jest kształtowana przez układy sterowania, a falowniki sterowane prądowo mają znacznie mniejszą zdolność krótkotrwałego przeciążenia niż klasyczne maszyny synchroniczne. Z punktu widzenia zabezpieczeń oznacza to mniejszy kontrast między stanem normalnym a zwarciem.

Selektywność zabezpieczeń może przestać działać

Zadaniem automatyki zabezpieczeniowej nie jest wyłączane jak największej części systemu, lecz odłączanie możliwie najmniejszego obszaru, który obejmuje uszkodzony element. Tę właściwość określa się mianem selektywności.

W tradycyjnej sieci promieniowej prąd płynie zazwyczaj od stacji w stronę odbiorców. Jeżeli zwarcie wystąpi na końcu linii, najpierw powinno zadziałać zabezpieczenie, które znajduje się najbliżej miejsca uszkodzenia. Przekaźniki położone wyżej pełnią funkcję rezerwową.

Rozproszone źródła energii komplikują ten układ. Prąd może dopływać do miejsca zwarcia nie tylko od stacji, ale także z instalacji PV, farmy wiatrowej czy magazynu energii. W dodatku kierunek przepływu może zmieniać się w ciągu doby wraz z produkcją OZE, obciążeniem oraz ładowaniem i rozładowywaniem magazynów.

W efekcie przekaźnik może zobaczyć mniejszy prąd niż oczekiwano albo inny kierunek przepływu. Część falowników pozostaje ponadto przyłączona podczas zapadu napięcia, część zmienia strategię sterowania, a inne mogą się odłączyć. Rozkład prądów podczas zwarcia nie musi więc być stały.

Skala problemu jest na tyle istotna, że Sandia National Laboratories prowadzi osobny program badawczy dot. modelowania IBR i ich wpływu na ochronę systemu. W materiale „Modeling of Inverter-Based Resources (IBR) and their Protection Impacts” opublikowanym w 2025 r., wskazano m.in., że brak lub niestabilna składowa przeciwna prądu może uniemożliwić przekaźnikowi prawidłowe określenie kierunku zwarcia. Celem projektu jest również tworzenie modeli zwarciowych IBR i nowych schematów zabezpieczeń dostosowanych do sieci o wysokim udziale falowników.

Falownik może zmienić nie tylko wartość, ale też charakter prądu

W analizie zwarcia ważna jest nie tylko amplituda prądu. Zabezpieczenia wykorzystują również jego kąt fazowy oraz składowe symetryczne, dzięki którym można określać rodzaj i kierunek zakłócenia. Falownik może natomiast nadawać priorytet różnym elementom swojej odpowiedzi. Podczas głębokiego zapadu napięcia może ograniczyć moc czynną i zwiększyć udział prądu biernego. Inaczej może też reagować na zwarcie trójfazowe, a inaczej na zwarcie międzyfazowe czy doziemne.

Dlatego dwie instalacje fotowoltaiczne o tej samej mocy nie muszą zachować się tak samo podczas identycznego zakłócenia. Znaczenie ma tutaj konstrukcja urządzenia, algorytm sterowania, przyjęte ograniczenia prądowe i ustawienia uzgodnione z operatorem.

Europejskie stowarzyszenie operatorów systemów przesyłowych ENTSO-E pochyla się nad tą zmianą w raporcie „High Penetration of Power Electronic Interfaced Power Sources and the Potential Contribution of Grid-Forming Converters”. Jest to opracowanie Technical Group on High Penetration of Power Electronic Interfaced Power Sources z 2020 r. Dokument opisuje m.in. znaczenie składowej przeciwnej, ograniczenia prądu oraz zmiany właściwości systemu wraz ze spadkiem liczby generatorów synchronicznych.

Zabezpieczenie odległościowe może błędnie wskazać miejsce awarii

Zabezpieczenia odległościowe nie mierzą fizycznej odległości od zwarcia. Wyznaczają tzw. impedancję pozorną na podstawie relacji napięcia i prądu. Ponieważ impedancja linii jest związana z jej długością, wynik pozwala określić, czy uszkodzenie znajduje się w chronionej strefie.

Problem występuje, gdy prąd jest aktywnie ograniczany przez falownik. Napięcie może silnie spaść, ale prąd nie rośnie tak jak w przypadku źródła synchronicznego. Jeżeli dodatkowo zmienia się jego kąt fazowy lub udział poszczególnych składowych, przekaźnik może wyznaczyć inną impedancję niż oczekiwana.

Konsekwencją może być niedosięgnięcie, gdy zabezpieczenie nie obejmuje całej wymaganej strefy, albo nadmierny zasięg zabezpieczenia, gdy zinterpretuje ono zwarcie znajdujące się dalej jako zakłócenie wewnętrzne. W pierwszym przypadku uszkodzenie może pozostać nieusunięte przez zabezpieczenie podstawowe, w drugim – może dojść do niepotrzebnego odłączenia zdrowego elementu sieci.

Zabezpieczenia mogą nie zadziałać albo zadziałać niepotrzebnie

Wpływ falowników na automatykę zabezpieczeniową ma dwa przeciwstawne oblicza. Pierwszym jest brak działania podczas zwarcia – prąd może być zbyt mały albo mieć parametry inne, niż zakładane w ustawieniach przekaźnika. Drugie zagrożenie to niepożądane wyłączenie. Sama instalacja falownikowa może również zinterpretować zdarzenie w sieci jako powód do odłączenia, mimo, że powinna pozostać przyłączona i przejść przez zakłócenie.

Nie jest to jedynie hipotetyczny scenariusz. North American Electric Reliability Corporation (NERC) w raporcie „Inverter-Based Resource Performance Issues Report: Findings from the Level 2 Alert” z listopada 2023 r. wskazała, że ok. 5200 MW badanych zasobów IBR miało nastawy zabezpieczeń napięciowych lub częstotliwościowych znajdujące się w strefie, w której urządzenia nie powinny się dołączać. NERC stwierdziła też, że w ponad dwóch trzecich zgłoszonych przypadków nastaw nie dobrano na podstawie rzeczywistych możliwości falownika. Natomiast ok. jednej czwartej instalacji wykorzystywało zabezpieczenie związane z utratą synchronizmu PLL w sposób zwiększający ryzyko niezamierzonego odłączenia podczas normalnie usuwanego zwarcia.

Jeżeli duża grupa falowników odłączy się w trakcie zakłócenia, system traci część generacji albo usług sieciowych właśnie wtedy, gdy najbardziej ich potrzebuje. Może to pogłębić zapad napięcia i zwiększyć skalę zdarzenia. Dlatego NERC podkreśla znaczenie prawidłowych funkcji ride-through oraz zgodności rzeczywistych urządzeń z modelami wykorzystywanymi w analizach systemowych.

Grid-following potrzebuje sieci, za którą może podążać

Większość obecnie wykorzystywanych falowników działa w trybie grid-following. W uproszczeniu polega to na tym, że urządzenie obserwuje istniejące napięcie, synchronizuje się z jego fazą i częstotliwością, a następnie wprowadza odpowiednio sterowany prąd.

Takie rozwiązanie dobrze funkcjonuje, gdy napięcie odniesienia jest wystarczająco stabilne. Im słabsza sieć i im mniej pracujących generatorów synchronicznych, tym trudniejsze może być jednak utrzymywanie parametrów systemu wyłącznie przez urządzenia, które „podążają” za już istniejącym napięciem.

Problem staje się szczególnie widoczny właśnie podczas zwarcia, gdyż napięcie może gwałtownie spaść lub zostać odkształcone właśnie wtedy, gdy falownik powinien prawidłowo rozpoznać stan sieci i odpowiednio zareagować. ENTSO-E wskazuje, że wraz ze zmniejszaniem udziału generatorów synchronicznych system traci część naturalnych właściwości źródeł napięciowych i potrzebuje odpowiednich zdolności po stronie przekształtników.

Grid-forming ma tworzyć napięcie, a nie tylko je śledzić

Technologia grid-forming wykorzystuje inną filozofię sterowania. Falownik ma zachowywać się jak kontrolowane źródło napięciowe, aktywnie uczestniczące w utrzymaniu napięcia i częstotliwości, zamiast wyłącznie synchronizować się z parametrami tworzonymi przez inne urządzenia.

Dzięki temu może wspierać system przy niewielkiej liczbie generatorów synchronicznych i uczestniczyć w stabilizacji sieci po zakłóceniach. Nie oznacza to jednak, że staje się pełnym elektronicznym odpowiednikiem generatora synchronicznego. Nadal obowiązują go ograniczenia prądowe wynikające z konstrukcji energoelektroniki.

Grid-forming nie jest gotową receptą na problemy zabezpieczeń

Technologia grid-forming może poprawić zachowanie systemu, ale nie rozwiązuje automatycznie ochrony zwarciowej. Kluczowe pozostaje to, co dzieje się po osiągnięciu dopuszczalnej wartości prądu.

Sterownik może ograniczyć prąd, zmienić wirtualną impedancję albo przejść do innego sposobu regulacji. Dla zabezpieczenia liczy się efekt. Zmieniają się amplituda i faza prądu oraz relacja prądu do napięcia.

Warto w tym miejscu jeszcze raz przywołać Matthew J. Reno i zwrócić uwagę, co opisuje on w opracowaniu „Controls and Fault Respone of Inverter-Based Resources” z 2021 r. Zestawia on różne sposoby sterowania IBR i pokazuje, że charakter odpowiedzi zwarciowej jest nierozerwalnie związany z algorytmami regulatora i ograniczeniami sprzętowymi falownika.

Nie wystarczy więc wpisać do specyfikacji, że magazyn energii ma pracować jako grid-forming. Trzeba określić, jak urządzenie ma odpowiadać podczas zwarcia, jaki prąd może dostarczyć, w jaki sposób go ogranicza i co dzieje się w przypadku zakłóceń niesymetrycznych.

Operatorzy definiują, czego oczekują od grid-formingu

ENTSO-E coraz dokładniej opisuje wymagania dla grid-formingu. W maju 2024 r. organizacja opublikowała finalną wersję raportu „Grid forming capability of power park modules”, zawierającego rekomendacje dot. m.in. zachowania urządzeń przy zmianach amplitudy i kąta napięcia, zmianie mocy zwarciowej sieci, utracie ostatniego generatora synchronicznego oraz podczas zwarć symetrycznych i niesymetrycznych. Dokument przewiduje również testy stanów, w których aktywuje się ograniczenie prądowe urządzenia.

Prace były kontynuowane. 4 listopada 2025 r. ENTSO-E opublikowało Phase II Technical Report on Grid Forming Requirements – przygotowany przez Technical Group on Grid Forming Capability z udziałem europejskich interesariuszy sektora. Dokument ma charakter niewiążących wytycznych technicznych i rozwija wymagania dla źródeł niesynchronicznych oraz magazynów energii w kontekście planowanej aktualizacji europejskich zasad przyłączeniowych.

To ważne, gdyż nazwa „grid-forming” nie określa jeszcze pełnego zachowania urządzenia. Operator musi znać m.in. jego reakcję przed i po osiągnięciu ograniczenia prądowego.

Nowe zabezpieczenia muszą analizować więcej niż natężenie

W sieci z dużym udziałem falowników samo kryterium nadprądowe może być niewystarczające. Nie oznacza to końca zabezpieczeń nadprądowych, ale zwiększa znaczenie metod wykorzystujących dodatkowe informacje.

Zabezpieczenia kierunkowe analizują relację fazową napięcia i prądu. Zabezpieczenia różnicowe porównują prądy po obu stronach chronionego elementu, dzięki czemu są mniej zależne od samej amplitudy prądu zwarciowego. Rozwijane są również rozwiązania wykorzystujące szybkie stany przejściowe, fale bieżące oraz adaptacyjną zmianę nastaw.

Wraz z tym rośnie jednak znaczenie komunikacji, synchronizacji pomiarów oraz aktualnej wiedzy o konfiguracji sieci. Im więcej decyzji zabezpieczenia podejmuje na podstawie informacji z systemu, tym ważniejsza staje się niezawodność transmisji i cyberbezpieczeństwo.

Model falownika staje się częścią projektu zabezpieczeń

W przypadku generatora synchronicznego zachowanie zwarciowe można stosunkowo dobrze opisać zestawem parametrów elektrycznych maszyny. Dla falownika taki model bywa zbyt uproszczony.

Znaczenie mają regulatory napięcia i prądu, sposób synchronizacji, ograniczniki, funkcje ride-through oraz algorytmy działające po wykryciu zakłócenia. Nie wystarczy więc znać moc farmy czy magazynu energii. Trzeba wiedzieć, jak jego przekształtniki reagują w pierwszych milisekundach i kolejnych fazach zwarcia.

Analiza problemu znajduje się w pracy „Studying the Impact of IBR Modeling on the Commonly Applied Transmission Line Protective Elements” z 2024 r. Zespół badawczy podkreślił, że szczegółowe modele IBR są potrzebne właśnie do analiz EMT, dot. zabezpieczeń i ich projektowania.

Dla operatorów oznacza to konieczność pozyskiwania od producentów danych o limitach prądowych, regulatorach i reakcji urządzenia na poszczególne rodzaje zakłóceń. Sama informacja o mocy instalacji nie wystarcza już do wiarygodnego zaprojektowania zabezpieczeń.

Problem będzie się zmieniał zależnie od pory dnia

Warunki zwarciowe systemu nie muszą być stałe. W słoneczne popołudnie udział fotowoltaiki może być wysoki, podczas gdy część generatorów synchronicznych pozostaje odstawiona. Wieczorem sytuacja się odwraca, a magazyny energii mogą przejść z ładowania do oddawania mocy.

Zmieniają się wtedy kierunki przepływu energii, liczba źródeł uczestniczących w zasilaniu zwarcia i moc zwarciowa w poszczególnych punktach. Nastawy poprawne dla jednego stanu sieci nie muszą zapewniać takiej samej czułości i selektywności w innym.

Dlatego koordynacja zabezpieczeń powinna być ponownie weryfikowana po istotnych zmianach w strukturze generacji, przyłączeniu dużych magazynów czy zmianach sposobu prowadzenia ruchu. Coraz większego znaczenia mogą nabierać również nastawy adaptacyjne, zmieniane w zależności od aktualnego stanu systemu.

Nie wystarczy wymienić przekaźnik na nowszy

Problem niskiego i nietypowego prądu zwarciowego nie zostanie rozwiązany przez sam montaż bardziej zaawansowanego zabezpieczenia. Potrzebna jest jednoczesna koordynacja wymagań dla falowników, modeli obliczeniowych, zasad przyłączania i automatyki.

W niektórych częściach systemu znaczenie może mieć również utrzymywanie odpowiedniej mocy zwarciowej za pomocą generatorów lub kompensatorów synchronicznych, urządzeń energoelektronicznych oraz odpowiedniej topologii sieci. Grid-forming może przejąć część funkcji tradycyjnych maszyn, ale jego zachowanie również wymaga jednoznacznej specyfikacji.

Kierunek zmian widać zarówno w działaniach europejskiego ENTSO-E, rozwijającego wymagania grid-forming, jak i amerykańskiego NERC, które po rzeczywistych zdarzeniach w systemie rozpoczęło prace nad dodatkowymi wymaganiami dot. modelowania, nastaw i zachowania IBR.

Zwarcia nie znikną, ale zmieni się ich elektryczny ślad

W systemie opartym na generatorach synchronicznych zwarcie było dla automatyki zdarzeniem stosunkowo głośnym. Prąd gwałtownie rósł, a jego przebieg wynikał przede wszystkim z fizycznych właściwości maszyn i sieci.

W systemie z dużym udziałem fotowoltaiki, energetyki wiatrowej i magazynów energii elektryczny ślad zakłócenia może być słabszy i bardziej złożony. W większym stopniu zależy bowiem od tego, co zaprogramowano w sterowniku falownika.

Grid-forming może przywrócić część właściwości tradycyjnie zapewnianych przez generatory synchroniczne, ale nie usuwa ograniczeń prądowych energoelektroniki. Z tego powodu projektowanie ochrony sieci musi obejmować nie tylko przekaźniki, lecz również sposób sterowania źródłami.

Zastanawianie się nad tym, jak duży będzie prąd zwarciowy, to obecnie stanowczo za mało. Trzeba również wiedzieć, jak szybko prąd się pojawi, jaki będzie miał kierunek i kąt, jakie składowe będą w nim obecne, kiedy zadziała ogranicznik oraz jak źródło zachowa się po usunięciu zakłócenia.

Zabezpieczenia przyszłości nie mogą jedynie czekać na gwałtowny skok amperów. Muszą prawidłowo rozpoznawać zwarcie również wtedy, gdy sieć wysyła znacznie słabszy i mniej oczywisty sygnał.

FAQ – Najczęściej zadawane pytania

Czy instalacje fotowoltaiczne i magazyny energii rzeczywiście mogą utrudnić wykrycie zwarcia?

Tak, źródła przyłączone przez falowniki zwykle nie dostarczają podczas zwarcia tak dużego prądu jak klasyczne generatory synchroniczne. Dodatkowo ich odpowiedź jest kształtowana przez układy sterowania i ograniczniki prądowe. W efekcie zabezpieczenie nadprądowe może otrzymać słabszy sygnał niż ten, dla którego zostało pierwotnie ustawione.

Czy technologia grid-forming rozwiązuje problem niskiego prądu zwarciowego?

Nie rozwiązuje go całkowicie. Falowniki grid-forming mogą lepiej wspierać napięcie i częstotliwość oraz zachowywać się bardziej jak sterowane źródło napięciowe, ale nadal podlegają ograniczeniom energoelektroniki. Po osiągnięciu dopuszczalnego prądu sterownik musi go ograniczyć, dlatego grid-forming nie eliminuje potrzeby dostosowania zabezpieczeń i zasad ich nastawiania.

Jak można zabezpieczać sieć, jeśli sam pomiar prądu przestaje wystarczać?

Coraz większego znaczenia nabierają zabezpieczenia wykorzystujące więcej niż jedną informację – kierunek przepływu, relację napięcia i prądu, pomiary z obu końców linii czy szybkie stany przejściowe. Stosuje się też zabezpieczenia różnicowe, adaptacyjne oraz rozwiązania oparte na komunikacji. Kluczowe staje się również dokładne modelowanie zachowania falowników podczas zwarć i okresowe sprawdzanie nastaw po zmianach w strukturze sieci.