Functionarea Interconectată A Unei Microretele CU Sen

UNIVERSITATEA „POLITEHNICA” din BUCUREȘTI

ȘCOALA DOCTORALĂ DE ENERGETICĂ

Nr. Decizie …….. din ………

TEZĂ DE DOCTORAT

FUNCȚIONAREA INTERCONECTATĂ A UNEI MICROREȚELE CU SEN

THE INTERCONNECTED OPERATION OF A MICROGRID WITH THE

NATIONAL POWER SYSTEM

Autor: Ing. Lucia-Andreea MITULEȚ (EL-LEATHEY)

Conducător de doctorat: Prof. dr. ing. Nicolae GOLOVANOV

COMISIA DE DOCTORAT

BUCUREȘTI

2015

INTRODUCERE

1. SCOPUL TEZEI DE DOCTORAT

Conceptul Smart Grid a evoluat rapid de la stadiul unor piețe de nișă într-o componentă standardizată a portofoliului energetic. Consensul marilor companii petroliere, a guvernelor naționale, a producătorilor și utilizatorilor de energie indică un segment energetic în plină dezvoltare, cu modificări inevitabile ale economiei, o gamă diversificată a surselor de energie, dar și a tehnologiilor energetice avansate.

Recent, pe plan mondial, s-au impus două direcții de cercetare: structura de microrețea (secțiune de rețea capabilă să funcționeze insularizat) și structura de alimentare directă la tensiune continuă. Conectarea surselor de energie intermitente și necontrolabile la SEN (instalații eoliene, fotoelectrice) a condus la apariția unor noi provocări în special în rețelele de distribuție care nu au fost proiectate inițial pentru integrarea unităților de generare „dispersate”. Astfel, s-a remarcat tendința de reconfigurare integrală a sistemelor energetice prin apariția, preluarea și într-un viitor apropiat, implementarea pe scară largă a conceptului de microrețea. Evoluția sistemelor de producere, transport și utilizare a energiei electrice va determina tranziția de la structura predominantă de macrorețele electrice de alimentare (în sistemul centralizat) la cea a microrețelelor de alimentare cu energie electrică [1]. Deoarece costurile de echilibrare în piața de energie, depind de tipul de rezervă de putere, o integrare eficientă a generării distribuite va necesita accesul la întregul domeniu de operare a generatoarelor electrice pentru obținerea unei variante optime. În concluzie, intregrarea surselor de generare distribuită și implicit a microrețelelor, în rețelele de distribuție actuale, dar și necesarul previzionat de servicii de sistem oferite de operatorul de distribuție necesită estimatori în timp real și algoritmi pentru supervizarea configurării rețelei atât din considerente tehnice, cât și economice.

În acest sens, teza de doctorat „Funcționarea interconectată a unei microrețele cu SEN” abordează aspecte cu privire la implementarea unui nou concept de alimentare cu energie electrică – cel de microrețea în termeni de scenarii de operare, fiabilitate, eficiență economică, minimizarea riscurilor, acceptabilitate și elaborează o metodologie replicabilă de dimensionare și simulare a microrețelelor mixte CC/CA.

În Capitolul 1, este prezentat un studiu cu privire la clasificarea și caracteristicile instalațiilor eoliene, axat în principal pe turbinele cu două sau mai multe rotoare. De asemenea, se prezintă modelul experimental de turbină eoliană contrarotitoare [2]. Această variantă constructivă are la bază modelul experimental de generator electric cu armături contrarotitoare cu puterea nominală de 1 kW pentru 78,5 rad/s (750 rot/min). Testarea modelului experimental de turbină eoliană contrarotitoare s-a efectuat pe standul specializat al INCD INCAS la diferite viteze ale vântului (3,5 ÷ 10,5 m/s) și cu diferite încărcări mecanice. Valorile măsurate au permis trasarea caracteristicilor de cuplu mecanic, de putere la arborele turbinei eoliene și putere electrică debitată.

În continuare, este prezentată propunerea abordată în cadrul tezei de doctorat cu privire la o microrețea mixtă de mici dimensiuni cu inele independente ce funcționează la tensiune continuă, respectiv tensiune alternativă. În acest scop, a avut loc modelarea

matematică a panourilor fotoelectrice, a instalațiilor eoliene și a bateriilor de acumulatoare, urmată de implementarea modelelor matematice dezvoltate în cadrul unei microrețele mixte de mici dimensiuni cu programul LabVIEW.

În Capitolul 2, s-a realizat estimarea densității de probabilitate a energie produse prin utilizarea distribuției Weibull. Astfel, a fost necesară monitorizarea parametrilor meteorologici pentru prognoza de energie electrică și ulterior pentru dimensionarea și proiectarea microrețelei. Monitorizarea parametrilor meteorologici, a fost realizată în perioada 22.11.2012 – 17.07.2013, la un interval de 10 minute. Rezultatele obținute au evidențiat că energia maximă a amplasamentului (Emax) se obține pentru viteza vântului vem = 6,89 m/s. Energia specifică totală, reprezentată de aria localizată sub grafic și calculată prin utilizarea distribuției Weibull, este egală cu 2104,31 Wh/m2/zi, în timp ce aceeași energie calculată prin utilizarea vitezei medii a vântului, vmed = 4,4210 m/s, este egală cu 1249,18 Wh/m2/zi. În urma analizei setului de date măsurate, a rezultat că energia specifică totală obținută prin considerarea acestora este egală 3408,43 Wh/m2/zi.

Capitolul 3 descrie realizarea unui sistem de management energetic (EMS) aferent modelului proiectat de microrețea. Acesta include un sistem de conversie a energiei eoliene, sisteme de conversie a energiei fotoelectrice și sisteme de stocare a energiei. Astfel, Capitolul 3 este destinat dezvoltării unui algoritm de management inteligent al energiei implementat pe unitatea de control a microrețelei dezvoltate. Aplicația realizată dispune de o interfață grafică ce permite atât identificarea și stabilirea condițiilor inițiale (parametrii meteorologici, elemente componente), cât și determinarea parametrilor caracteristici unei microrețele.

În Capitolul 4, se prezintă analiza economică a unei microrețele prin utilizarea programului RETScreen. Analiza economică dezvoltată a fost realizată prin considerarea a patru scenarii posibile de funcționare a microrețelei: conexiune cu rețeaua electrică publică, conexiune cu rețeaua electrică publică și existența unei sarcini interne, conexiune cu o rețea electrică izolată și absența conexiunii cu rețeaua electrică publică.

Capitolul 5 evidențiază concluziile cu privire la rezultatele obținute, contribuțiile originale ale lucrării de doctorat și eventuale perspective de dezvoltare ulterioară a temei de cercetare.

2. ÎNCADRAREA TEMEI DE CERCETARE ÎN CONTEXTUL ACTUAL

2.1. Definirea conceptului de microrețea

În prezent, se utilizează două definiții pentru conceptul de microrețea:

Definiția microrețelelor conform Microgrid Exchange Group: Microrețelele reprezintă grupuri de sarcini interconectate și surse distribuite de energie în cadrul unor parametri de putere predefiniți care se comportă ca o singură entitate controlabilă în raport cu rețeaua electroenergetică. O microrețea poate fi conectată sau deconectată de la rețea pentru a putea fi operată fie insularizat, fie conectată la rețea. Definitita microrețelei conform CIGRE C6.22 Working Group, Microgrids Evolution Roadmap: Microrețelele reprezintă sisteme de distribuție a energiei electrice care includ utilizatori și surse distribuite de energie și care pot fi operate într-un mod controlat și coordonat fie conectată la rețeaua electroenergetică, fie în mod insularizat.

Microrețelele, Figura 1, sunt de fapt rețele active de distribuție a energiei electrice cu surse de energie (inclusiv elemente de stocare) și utilizatori conectați la nivelul de joasă tensiune. Caracteristicile tehnice ale microrețelei permit alimentarea zonelor izolate sau pentru care conectarea la sistemul național ar fi neeconomică în mai multe scenarii de funcționare. În plus, microrețelele pot fi proiectate și realizate în intervale de timp mult mai mici decât versiunea clasică a conectării la sistemul de distribuție local și de aceea sunt ideale în cazul aplicațiilor mobile. Generatoarele sau microsursele utilizate în cadrul unei microrețele sunt reprezentate de surse de generare distribuită (surse regenerabile de energie/surse neconvenționale de energie) integrate în scopul producerii de energie la tensiunea rețelelor electrice de distribuție. Din punct de vedere funcțional, microsursele trebuie să fie prevăzute cu dispozitive electronice de putere și dispozitive de comandă pentru a furniza flexibilitatea necesară funcționării sub forma unui sistem agregat unic, dar și menținerii unei calități corespunzătoare a energiei furnizate [3].

Fig. 1. Configurație de microrețea [4].

Conceptul de microrețea susține o abordare alternativă privind integrarea surselor de energie distribuite disponibile cu puteri reduse în rețelele electrice de distribuție [5]. Abordările clasice relevante pentru integrarea generării distribuite la joasă tensiune au în vedere minimizarea consecințelor cu privire la securitatea în alimentare, securitatea personalului, dar și protecția elementelor din sistem pentru scenariul în care surse de generare distribuite sunt conectate în număr relativ mic și acestea urmează să fie deconectate imediat în cazul unei avarii [5].

Aspectele care diferențiază microrețelele de rețelele electrice convenționale au în vedere următoarele criterii:

Microsursele de producere a energiei au o capacitate instalată mult mai redusă în raport cu generatoarele existente în rețelele electrice convenționale.

Energia electrică produsă la nivelul tensiunii de distribuție poate fi injectată direct în rețeaua electrică de distribuție.

Micro sursele sunt în mod uzual instalate în apropierea amplasamentelor utilizatorilor astfel încât sarcinile electrice/termice să fie alimentate în mod eficient la un nivel de tensiune și frecvență corespunzătoare, cu pierderi de putere neglijabile [3].

Datorită caracteristicilor tehnice ale microrețelelor, acestea pot deservi alimentarea cu energie a unor zone izolate în cazul în care accesul la Sistemul Electroenergetic Național este dificil din cauza topologiei sau din cauza întruperilor frecvente determinate de condiții climatice severe sau erori umane.

În ceea ce privește sistemele electroenergetice, avantajul principal al microrețelelor constă în tratarea acestora sub forma unor entități controlabile. Acestea pot fi operate ca o sarcină unică, asigurând controlul facil și respectarea normelor și reglementărilor fără a afecta fiabilitatea și siguranța în alimentarea cu energie a utilizatorilor.

Din punctul de vedere al utilizatorului, microrețelele răspund cerințelor legate de calitatea energiei electrice și termice. Acestea pot furniza energie, cu continuitate în alimentare, pot ameliora fiabilitatea locală, asigură reducerea pierderilor și reglarea nivelului de tensiune.

În ceea ce privește impactul asupra mediului înconjurător, microrețelele reduc gradul de poluare și încălzire globală prin utilizarea tehnologiilor caracterizate de un conținut redus de carbon [3].

Utilizarea microrețelelor este susținută de interesul în ceea ce privește generarea distribuită creat de:

Costurile pentru transportul și distribuția energiei electrice.

Există dificultăți importante întâmpinate atât în construcția unor noi linii electrice de transport, cât și în realizarea infrastructurii stațiilor electrice, în unele zone, din cauza unor considerente de autorizare, rezistenței publice, dar și impedimentelor legate de modernizarea, retehnologizarea sau realizarea unei noi infrastructuri în zonele urbane. Generarea distribuită ar putea fi introdusă mult mai rapid și la un cost mult mai redus decât utilitățile clasice, rezolvând astfel câteva dintre constrângerile pe termen scurt, generate pe piețele actuale de energie electrică [6].

Tehnologii superioare de generare distribuită.

Produsele în curs de dezvoltare, cum ar fi celulele cu combustibil și microturbinele oferă noi oportunități pentru generarea distribuită. Costul surselor regenerabile de generare distribuită a energiei, pentru instalații eoliene sau fotoelectrice, a scăzut în mod semnificativ, în timp ce performanțele acestora s-au îmbunătățit considerabil în ultimii ani. Noile tehnologii de producere distribuită asigură o securitate energetică superioară, și în același timp eliminarea emisiilor. Mai mult decât atât, costul formelor clasice de generare distribuită, cum ar fi cele pentru motoarele sau turbinele cu ardere internă, au scăzut datorită existenței tehnologiilor inovative [6].

Calitatea energiei electrice.

Necesarul unei fiabilități și calități a energiei electrice superioare a crescut pe măsură ce din ce în ce mai mulți utilizatori instalează dispozitive cu microprocesoare încorporate [6].

Calitatea dispozitivelor electronice de putere.

Noile tehnologii bazate pe dispozitive electronice de putere și control au condus la obținerea unor invertoare cu caracteristici superioare (necesare pentru sursele de generare distribuită), dar și la mijloace mai bune de integrare și control al acestora, funcționale în cadrul sistemelor de distribuție [6].

Politici publice.

În prezent, politicile publice favorizează generarea distribuită datorită următoarelor considerente: eficiență energetică superioară, emisii reduse, securitate energetică crescută și totodată alte avantaje de interes național. Sunt astfel susținute creditele fiscale pentru energia din surse regenerabile, standardele pentru producerea de energie din surse regenerabile, restricții ale emisiilor, contorizarea inteligentă, dar și alte politici favorabile [6].

Politici de conștientizare a utilizatorilor de energie.

Utilizatorii devin conștienți de abordarea alternativă a surselor de energie și iau în considerare generarea distribuită. Aceștia sunt interesați de beneficiile cogenerării dar și de optimizarea fiabilității [6].

Pe măsura dezvoltării surselor de generare distribuită, o evoluție naturală va consta în implementarea acestora în cadrul unor microrețele care să rezolve problemele legate de transportul și distribuția energiei electrice, dar și de fiabilitatea sistemelor electroenergetice. O instalație de generare distribuită proiectată corespunzător, funcțională în cadrul unei microrețele, poate beneficia de mai multe avantaje: un cost redus, o fiabilitate superioară, dar și emisii reduse comparativ cu sursele de energie convenționale.

În scopul realizării unei funcționări stabile și sigure a microrețelelor trebuie rezolvate o serie de probleme tehnice, de reglementare și economice. Dincolo de rezistența comunității energeticienilor educată în contextul avantajelor oferite de electrificarea teritoriilor naționale, impedimentele asociate microrețelelor includ natura intermitentă, dependentă de climat, a producerii de energie din surse regenerabile, mix energetic dezechilibrat, absența standardelor și a reglementărilor aferente funcționării microrețelelor în sincronism cu sistemul electroenergetic. Studiul acestor probleme necesită efort de cercetare depus simultan cu dezvoltarea aplicațiilor (timp real) [3].

2.2. Configurații tipice ale microrețelelor

Funcționarea microrețelelor se poate realiza fie la tensiune continuă (DC microgrids), fie la tensiune alternativă (AC microgrids) sau pot include structuri mixte – hybrid microgrids (cu inele separate la tensiune continuă și la tensiune alternativă interconectate bidirecțional prin convertoare statice) [5].

Microrețelele sunt proiectate să funcționeze semi-independent, de obicei în conexiune cu rețeaua electrică de interes public, dar cu posibilitatea unei funcționări izolate sau în regim insularizat, fie din considerente economice, de fiabilitate sau securitate în alimentarea cu energie electrică a utilizatorilor.

În prezent, o configurație tipică de microrețea constă într-o arhitectură deschisă care conține componente electrice, de comunicație, comandă și control capabile să permită interconectarea atât a utilizatorilor, cât și a surselor de energie. Microrețelele actuale pot funcționa fie în paralel cu sistemele electroenergetice naționale, fie independent, în regim insularizat, astfel încât controlul, protecția și elementele componente să poată acoperi ambele moduri de operare. Comunicarea microrețelei cu sistemul electroenergetic național (SEN) este necesară pentru facilitarea conectării și deconectării acesteia. Datorită faptului că în interiorul microrețelei, se pot oferi niveluri diferite de calitate a energiei electrice precum și fiabiliate sporită, utilizatorii vor prefera să fie conectați în rețele de alimentare redundante care să ofere minimizarea golurilor, întreruperilor și fluctuațiilor de tensiune, a armonicelor, dar și a altor perturbații ale calității energiei electrice.

O configurație clasică de microrețea este reprezentată în Figura 2. Aceasta este constituită din microsurse conectate prin intermediul unei rețele electrice de distribuție ce funcționează la joasă tensiune și utilizatori de energie electrică/termică. Utilizatorii (în special cei termici), dar și sursele de generare sunt plasate la distanțe reduse în scopul reducerii pierderilor de energie în timpul transferului de energie.

Microrețelele, proiectate în scopul funcționării cu o diversitate de surse de generare distribuită, sunt interconectate în mai multe noduri localizate în cadrul sistemului electroenergetic local. Acestea utilizează un sistem de control central care poate realiza coordonarea unităților de producere a energiei în vederea unei dispecerizări și echilibru corespunzătoare care furnizează cele mai economice condiții de funcționare. Astfel, microrețelele actuale pot funcționa fie în paralel cu sistemele electroenergetice naționale, fie independent în regim insularizat, astfel încât controlul, protecția și elementele componente să poată acoperi ambele moduri de operare. Acestea se bazează pe o utilizare intensivă a comunicațiilor între generatoare și echipamente de control. Comunicarea microrețelei cu sistemul electroenergetic național este necesară pentru facilitarea conectării și deconectării acesteia de SEN. Datorită unei calități corespunzătoare a energiei electrice furnizate, dar și unei fiabilități superioare, un număr mare de utilizatori vor prelua configurații ale unor rețele de alimentare redundante în orice amplasament, care să dețină tehnologii avansate bazate pe electronică de putere pentru minimizarea golurilor, întreruperilor și fluctuațiilor de tensiune, armonicelor, dar și alte perturbații ale calității energiei electrice. Acolo unde este posibil, microrețelele vor utiliza cogenerarea, furnizând o serie de avantaje economice [6].

Fig. 2. Arhitectura unei microrețele [5].

Din experiența actuală, se pot defini patru mari segmente de piață ale microrețelelor: clădiri (rezidențiale, comerciale și industriale), comunități/campusuri (rezidențiale, comerciale și industriale), orașe (SmartCities) și baze militare. Pentru aplicații civile, microrețelele constituie subsisteme de alimentare cu energie electrică destinate comunităților mici cum ar fi ansambluri rezidențiale, școli, universități, spații comerciale etc. și care includ unitati de generare locală a energiei, în cele mai multe cazuri bazate pe surse regenerabile.

Microrețele aferente campusurilor și instituțiilor. Acestea sunt formate din mai multe clădiri localizate într-o zonă geografică limitată. Cerințele cu privire la calitatea energiei electrice pot varia, în funcție de tipul instituției. În timp ce în cazul clădirilor gurvernamentale sau universitare, este suficientă o calitate medie a siguranței în alimentarea cu energie electrică, pentru organizațiile de cercetare poate fi necesară o calitate superioară a energiei electrice. De obicei, toate clădirile sau elementele componente ale unei astfel de clădiri aparțin unei singure organizații, existând un singur factor de decizie. Această structură oferă posibilitatea unei decizii rapide, iar în cazul unor avantaje evidente, proprietarul poate iniția și întreprinde acțiunile dorite. Exemplul evidențiat în Figura 3 reprezintă un model de microrețea localizată în incinta unei instituții, care funcționează în regim insularizat. Conexiunea cu rețeaua electrică de interes public este o opțiune alternativă. Sursele de energie utilizate (instalație de producere a biogazului și cele în cogenerare), sunt necesare pentru alimentarea continuă cu energie electrică, dar și pentru alimentarea cu energie termică în zilele reci. Există de asemenea posibilitatea stocării energiei electrice provenite din instalațiile fotoelectrice sau eoliene și utilizării acesteia în perioadele în care aceasta este necesară [7].

Fig. 3. Arhitectura unei microrețele corespunzătoare campusurilor sau instituțiilor [7].

Microrețele industriale sau comerciale. Acest tip de microrețea, reprezentat în Figura 4, este similar cu cel aferent campusurilor și instituțiilor din punct de vedere al unei proprietăți unice. Situația devine complexă atunci când microrețeaua este amplasată în cadrul unei zone comerciale sau industriale și implică mai mulți participanți. În momentul în care un parc industrial are la bază un proiect ecologic, care furnizează o siguranță superioară în alimentarea cu energie electrică a utilizatorilor, investitorul poate decide structura microrețelei pentru a satisface integral nevoile acestora. Motivele principale pentru care se dorește instalarea unei microrețele într-o zonă industrială sunt reprezentate de securitatea alimentării și fiabilitatea acesteia. Există procese industriale de fabricație care nu suportă întreruperea alimentării, cu consecințe asupra reducerii veniturilor sau a unui timp mare de repornire a acestora [7].

Fig. 4. Arhitectura unei microrețele corespunzătoare siturilor industriale sau comerciale [7].

Microrețele militare. Cu toate că microrețelele utilizate în scop militar ocupă cel mai scăzut segment de piață, acestea se dezvoltă cu un efort considerabil, datorită avantajelor semnificative. Sursele regenerabile de energie constituie principalele componente ale acestor microrețele, având în vedere reducerea costurilor cu combustibilii convenționali, dar și creșterea continuității în alimentarea cu energie electrică pentru infrastructurile critice [7].

Microrețele comunitare/utilitare. Microrețelele utilitare, Figura 5, sunt constituite în principal din utilizatori casnici aparținând unor zone predominant rezidențiale, dar nu exclud utilizatorii comerciali sau industriali. Acestea pot include zone urbane, rurale sau ansambluri rezidențiale. Astfel de microrețele pot furniza energie unor comunități urbane sau rurale interconectate cu sistemele electroenergetice naționale și înglobează o varietate de surse de generare distribuită, regenerabile sau convenționale. Extinderea pe scară largă a acestui tip de microrețele depinde în mare măsură de standardele și reglementările naționale și internaționale. În comparație cu celelalte arhitecturi de microrețele, deciziile și controlul microrețelelor comunitare poate avea o durată mai mare din cauza numărului mare de participanți [7].

O microrețea utilitară poate include un fider de distribuție, o stație electrică ce funcționează la medie tensiune sau chiar mai multe stații electrice amplasate pe zone extinse. În acest caz​​, fluxul de energie al diferitelor unități de generare din cadrul unei microrețele către utilizatorii finali și schimbul de energie între diferitele componente poate deveni dificil de controlat. Astfel, funcționarea microrețelei va necesita instalarea unui sistem SCADA, dar și a unui sistem de management al distribuției, care să includă estimarea stării și calculul fluxurilor de putere. Pentru reducerea timpului critic de eliminare a defectelor, ar putea fi utile sisteme suplimentare pentru controlul funcționării sau automatizării microrețelei: sistem de management al întreruperilor în alimentare, stație electrică de distribuție sau automatizarea fiderelor [7].

Fig. 5. Arhitectura unei microrețele uilitare [7].

Microrețele cu funcționare insularizată, fără conexiune cu rețeaua electrică de interes public și microrețele izolate. O rețea insularizată este de obicei similară unei rețele comunitare sau utilitare. Diferența principală constă în faptul că de cele mai multe ori nu există o conexiune cu rețeaua electrică publică. Totuși, doar în condiții fezabile, microrețelele sunt conectate la Sistemul Electroenergetic Național prin intermediul liniilor electrice. Pe de altă parte, procesul decizional poate fi simplificat în funcție de infrastructura de alimentare a microrețelei insularizate. Microrețelele destinate alimentării comunităților izolate din punct de vedere geografic, dar și țărilor în curs de dezvoltare, sunt constituite din surse de generare variate și distribuite. Pe măsură ce unele regiuni iau măsuri pentru modernizarea sau retehnologizarea infrastructurii disponibile, multe dintre microrețelele izolate sunt proiectate pentru eventuala interconectare cu sistemul electroenergetic principal. Alte microrețele izolate sunt construite astfel încât să păstreze autonomia și să își mențină independența energetică [7].

Arhitectura de bază a microrețelelor existente evidențiază componentele clasice ale unei microrețele: surse de generare distribuită, sisteme de stocare a energiei produse, sisteme de distribuție și sisteme de comunicații și control.

a) Surse de generare distribuită. Tehnologiile de generare distribuită aplicabile în cazul microrețelelor pot include tehnologii în curs de dezvoltare – instalații eoliene, instalații solare fotoelectrice, micro hidrocentrale, grupuri electrogene, dar și tehnologii bine definite – generatoare electrice asincrone monofazate și trifazate sau generatoare electrice sincrone acționate de motoare cu ardere internă. Mai multe tipuri de sisteme sunt utilizate pentru cogenerare: microturbine (în general acționate de gaze naturale, hidrogen și biogaz), motoare Stirling și motoare cu ardere internă. Sistemele cu producere combinată de energie electrică și energie termică permit utilizarea optimă a energiei prin preluarea căldurii în exces, obținându-se randamente de aproximativ 80% în comparație cu randamente de 35% corespunzătoare centralelor electrice convenționale [8-10].

b) Sisteme de stocare a energiei. Unul dintre criteriile principale necesare în funcționarea securizată a microrețelelor constă în includerea dispozitivelor de stocare a energiei, utile în echilibrarea pe termen scurt a producției și necesarului de energie. Conectarea unui nou utilizator poate avea consecințe în variația frecvenței în funcție de puterea instalată a acestuia. Astfel, este evident că un sistem constituit din mai multe microsurse destinat funcționării în regim insularizat, trebuie să ofere posibilități de stocare pentru asigurarea balanței de energie. În cazul unor microsurse (celule cu combustibil sau microturbine), cu constante de timp în intervalul 10…200 s, dispozitivele de stocare sunt foarte importante pentru echilibrarea puterii în urma unor avarii în rețeaua electrică. În cazul unor modificări bruște ale parametrilor sistemului, aceste echipamente pot acționa sub forma unor surse de tensiune alternativă. Din cauza limitărilor fizice, acestea au însă și capacitate limitată de stocare. Integrarea sistemelor de stocare este necesară pentru alimentarea continuă cu energie electrică. Sistemele de stocare a energiei electrice includ: baterii de acumulatoare, mașini cu stocare în mase inerțiale și supercondensatoare. Cu toate acestea, conform [8], tehnologia de stocare în baterii de acumulatoare va fi cea predominantă și în următorii 5 ani.

c) Sisteme de distribuție. Rețelele electrice de distribuție se pot clasifica în:

– rețele electrice la tensiune continuă.

– rețele electrice la tensiune alternativă, cu frecvența de 50/60Hz.

– rețele electrice la tensiune alternativă de înaltă frecvență (HFAC) [8].

Rețele electrice la tensiune continuă. Datorită faptului că cele mai multe surse de generare distribuită produc energie la tensiune continuă, fără a afecta însă calitatea energiei electrice, se desfășoară din ce în ce mai multe activități de cercetare ce au ca obiect dezvoltarea microrețelelor cu funcționare la tensiune continuă. Cu toate acestea, deoarece cei mai mulți utilizatori funcționează la tensiune alternativă, distribuția la tensiune continuă nu este încă cea preferată.

Rețele electrice la tensiune alternativă, cu frecvența de 50/60Hz. Microrețelele funcționează în general la frecvența industrială (50 sau 60Hz). Sursele de generare distribuită sunt conectate prin intermediul unei bare comune în cadrul microrețelei, tensiunea continuă generată de acestea fiind apoi transformată în tensiune alternativă cu frecvența de 50Hz cu ajutorul unui invertor corespunzător și transmisă către utilizatori.

Rețele electrice la tensiune alternativă de înaltă frecvență (HFAC). Există mai multe posibilități de conectare a surselor de generare distribuită în cadrul microrețelei. Transportul energiei electrice prin aceste tipuri de rețele electrice de distribuție reprezintă un concept aflat încă în etapa de dezvoltare. Și în acest caz, sursele de generare distribuită sunt conectate prin intermediul unei bare comune, frecvența la care se realizează transportul energiei electrice fiind egală cu 400500 Hz, ridicată la această valoare de dispozitivele electronice de putere sau generată de surse care funcționează la aceste frecvențe (de exemplu, sistemele energetice ale avioanelor, sistemele energetice ale unor nave etc.). Dacă este necesar, se asigură conversia la frecvența de 50 Hz prin intermediul unui convertor CA/CA. Utilizatorii sunt conectați în cadrul rețelei electrice de distribuție (SEN), fiind necesară o interacțiune eficientă între aceasta și microrețea. La frecvențe înalte, armonicele sunt filtrate, limitându-se astfel problemele privind calitatea energiei electrice. Dezavantajul constă însă în creșterea reactanței liniei și în creșterea pierderilor de putere. În Figura 6, este reprezentată arhitectura unei microrețele care funcționează la tensiune alternativă de înaltă frecvență [8].

Fig. 6. Arhitectura unei microrețele cu funcționare HFAC [7].

Sisteme de comunicații. Sistemele de comunicații sunt esențiale pentru reglajul puterii, dar și pentru realizarea protecției. Metodele de bază utilizate până în prezent în cadrul modelelor funcționale ale microrețelelor includ: liniile electrice de transport, comunicații GSM, LAN/WAN/Internet (TCP/IP), comunicații wireless, fibră optică, WiFi802.11b (distanțe de ordinul a 100m, viteză 5-10Mbps), WiMAX 802,16 (distanțe de ordinul 15-50 km, viteză 75Mbps) și ZigBee/IEEE 802.15.4 (pentru sistemele automate de contorizare) [8].

CAPITOLUL 1

SISTEME DE PRODUCERE A ENERGIEI ELECTRICE

1.1. VÂNTUL. POTENȚIALUL EOLIAN

Vântul, datorat mișcării fronturilor de aer, reprezintă o consecință a încălzirii neuniforme de către soare a pământului. Gradientul diferit de temperatură generează gradiente diferite de presiune, determinând mișcarea geostropică (la nivelul solului) a maselor de aer. Astfel, 1-2% din energia solară se regăsește în energia eoliană. Direcția de mișcare a maselor de aer este stabilită atât de diferența de presiune cât și de forța Coriolis, determinată de mișcarea de rotație a pământului. Direcția și viteza vântului sunt influențate și de efecte locale (proeminențe ale solului, vânturi montane, briza marină etc.) [11].

Deplasarea maselor de aer determină rotirea palelor unei instalații eoliene. În regim dinamic, viteza de rotație a palelor se însumează cu viteza de deplasare a maselor de aer, astfel că asupra palelor acționează viteza relativă a aerului rezultată prin compunerea celor două viteze [11].

Profilul aerodinamic reprezintă o curbă plană închisă cu proprietatea că mișcarea plană a unui fluid în jurul ei are o rezistență mică la înaintare și o portanță mare [12]. Forma aerodinamică a palelor, reprezentată în Figura 1.1, determină în masa de aer în mișcare apariția unor presiuni diferite pe fața inferioară și pe fața superioară a palei, generând apariția forței portante L (lift), perpendiculară pe viteza relativă a vântului. Circulația aerului pe fețele palei determină frecare ce generează forța de împingere D (drag), pe direcția vitezei relative a vântului. Forța totală F determinată de vânt poate fi descompusă în forța F1 pe direcția de mișcare și o forță F2 pe direcția vântului neperturbat. În practică, se urmărește maximizarea forței F1 în raport cu forța F2 [11].

Forța F1 poate fi determinată din relația (1.1):

, (1.1)

în care reprezintă unghiul fluxului de aer și este egal cu suma dintre unghiul de atac (unghiul dintre axa mediană a profilului palei și viteza relativă a vântului) și unghiul de control (unghiul dintre axa mediană a profilului palei și direcția nepertubată a vântului) [11].

. (1.2)

Modificarea unghiului de control asigură reglarea modului forței F1 și în consecință controlul puterii dezvoltate de instalația eoliană [11].

Pentru a evita apariția de turbioane în spatele palelor, unghiul de atac nu poate depăși 10∙∙∙16, asigurându-se astfel maximizarea forței portante L și reducerea forței de rezistență la înaintare D [11]. Unghiul de control poate avea valori între 5 și 30.

1.2. SISTEME EOLIENE DE PRODUCERE A ENERGIEI ELECTRICE

1.2.1. Parametrii caracteristici unei instalații eoliene

Turbinele eoliene sunt mașini motoare care transformă energia cinetică a vântului în energie mecanică, ca urmare a interacțiunii dintre vânt și paletajul rotoric. La arborele turbinei apare un moment, M [Nm] și o viteză de rotație, [rad/s], care aplicate la arborele unui generator electric vor genera energie electrică. Ansamblul de turbină eoliană și generator electric este cunoscut ca instalație eoliană, agregat eolian sau aerogenerator [11], [12].

La trecerea fluxului de aer prin rotorul unei turbine eoliene, doar o parte din energia cinetică este cedată rotorului, restul de energie transformându-se pentru ca aerul să părăsească zona de interacțiune flux de aer – rotor. Astfel, puterea pe care o turbină eoliană o extrage dintr-o masă de aer m este mai mică decât puterea dezvoltată de aceeași masă de aer, la aceeași viteză de deplasare, pentru aceeași arie de curgere. Cu alte cuvinte, rotoarele turbinelor eoliene, Figura 1.2, reduc viteza vântului de la viteza inițială v1 (m/s), în amonte de rotor, la viteza v2 (m/s), în aval de rotor [12].

Pentru valoarea raportului , puterea maximă ce poate fi preluată din energia maselor de aer este conform [11]:

. (1.3)

Puterea posibilă a maselor de aer neperturbate PWn poate fi determinată din relația (1.4) după cum urmează:

, (1.4)

unde:

ρ – Densitatea aerului, exprimată în [kg/m3];

A – Suprafața descrisă de rotorul turbinei, perpendiculară pe direcția vântului, în [m2];

v1 – Viteza aerului în fața palelor instalației eoliene, în [m/s] [11],[12].

Dacă se compară relațiile (1.3) și (1.4), se observă faptul că turbina eoliană poate prelua numai o parte din energia maselor de aer și anume:

. (1.5)

Relația (1.5), numită legea lui Betz, evidențiază faptul că, teoretic, nu poate fi preluată din energia vântului decât cel mult 59% (valoarea ideală a factorului Cp este de 0,59) [11].

Factorul de putere Cp (sau „limita lui Betz”) este o mărime adimensională care exprimă capacitatea tipului respectiv de turbină de a extrage energia din vânt [12].

1.2.2. Clasificarea instalațiilor eoliene

În prezent, există mai multe variante constructive de instalații eoliene care s-au dezvoltat și au devenit competitive pe piața de energie [12].

Conform [12], cele mai utilizate criterii de clasificare a turbinelor eoliene sunt:

Poziția axului turbinei față de direcția curentului de aer care străbate rotorul;

Principiul de funcționare;

Poziția turbinei față de stâlpul de susținere (valabil pentru turbinele cu ax orizontal);

Mărimea puterii;

Numărul de pale;

Destinația [12].

În funcție de poziția axului rotorului, turbinele eoliene se clasifică în turbine cu ax vertical, la care axa turbinei este perpendiculară pe direcția vântului și turbine cu ax orizontal, la care axa de rotație a turbinei este paralelă cu direcția vântului [12].

Chiar dacă au viteze de rotație mai ridicate decât celelalte tipuri de instalații eoliene și necesită prezența unui multiplicator între rotorul eolian și generatorul electric, turbinele eoliene cu ax orizontal au randamente mai mari, impunându-se astfel în aplicațiile moderne de valorificare a potențialului eolian. În mod uzual, la acest tip de turbine, rotorul eolian trebuie orientat pe direcția vântului cu ajutorul unor sisteme mecanice suplimentare. Generatorul electric și celelalte subansambluri sunt incluse într-o nacelă poziționată la cota axului turbinei [12]. Principalele tipuri de turbine cu ax vertical sunt: Darrieus, Gorlov, Giromill și Savonius.

Conform principiului de funcționare, respectiv modul de interacțiune dintre rotorul turbinei eoliene și curentul de aer, turbinele eoliene pot fi cu rezistență și cu portanță.

Criteriul de clasificare după poziția turbinei față de stâlpul de susținere se aplică doar turbinelor eoliene cu ax orizontal și se referă la poziționarea rotorului instalației. Aceste turbine au rotorul amplasat fie în amonte față de stâlp, fie în aval față de stâlp [12].

Instalațiile eoliene sunt realizate într-o gamă foarte variată de puteri. Astfel, acestea se clasifică în următoarele tipuri conform puterii instalate:

Microturbine – turbine cu puterea nominală egală sau mai mică de 3 kW. Viteza nominală de rotație a microturbinelor este relativ mare 2152 rad/s (200-500 rot/min) și se utilizează în general în regim autonom. Peste 95% dintre aceste instalații eoliene sunt dotate cu generatoare electrice sincrone de mică viteză, cu magneți permanenți, cuplate direct la rotorul turbinei (fără multiplicator mecanic) [17].

Turbine de mică putere (3 kW – 30 kW). Absolut toate turbinele cu puterea nominală de până la 10 kW sunt dotate cu generatoare electrice sincrone cu magneți permanenți cuplate direct cu turbina eoliană [17].

Turbine de putere medie (30 kW – 1000 kW) și turbine multi-megawatt. În acest domeniu, situația este incertă. Pe piață predomină sistemul multiplicator – generator electric asincron sau sincron, cu excitație electromagnetică sau cu magneți permanenți. După anii 1990, au fost lansate pe piață câteva prototipuri de turbine eoliene cu cuplare directă, prin care se urmăresc: micșorarea costurilor de operare și mentenanță, majorarea eficienței conversiei energiei eoliene, inclusiv în zonele cu vânturi moderate, micșorarea vitezei de pornire a turbinei și micșorarea vibrațiilor și zgomotului [17].

1.3. METODE DE EFICIENTIZARE A INSTALAȚIILOR EOLIENE

1.3.1. Studiul și clasificarea instalațiilor cu două sau mai multe rotoare eoliene. Variante constructive

Ideea realizării instalațiilor eoliene contrarotitoare (turbine cu dublu efect) pentru utilizarea energiei vântului a pornit de la mărirea puterii maxime care poate fi extrasă din curentul de aer. Astfel, conform teoriei lui Betz, puterea maximă ce poate fi extrasă de un singur rotor este de 59%, în timp ce două rotoare având același diametru [18] pot extrage 64% din energia disponibilă [19], [20].

Când energia curentului de aer se captează cu o singură turbină, mai puțin de 40% din energie este transformată în energie electrică; restul de energie se pierde în siajul din spatele rotorului. În acest siaj, vârtejul are sens opus sensului de mișcare al palelor. Dacă se amplasează un al doilea rotor în spatele primului și dacă acesta este proiectat să se rotească în sens opus, atunci se poate capta energia vârtejului aval [21]. Se obține astfel un sistem de turbine care poate converti o cantitate mai mare din energia disponibilă a curentului. Mai mult, dacă diametrul rotorului aval este mai mare decât cel al rotorului amonte, atunci se captează, pe lângă energia vârtejului, și energia unui curent de aer suplimentar, cu viteza egală cu cea din amonte. Pe lângă câștigul de energie se obțin și alte avantaje. Astfel, conform [22], experimentele efectuate în Ontario au demonstrat că sistemul de turbine eoliene contrarotitoare contribuie la o reducere semnificativă a vibrațiilor (are loc o anulare echivalentă a vibrațiilor în funcționare).

Studiul turbinelor eoliene contrarotitoare a început din anul 2002, valorificându-se prin realizarea de prototipuri în domeniul de putere 500 W – 50 kW. Astfel, în California (SUA), s-a testat pentru o perioadă de 3 luni, în cursul anului 2003 [23], un prototip de turbină eoliană contrarotitoare cu puterea de 6 kW, de către Appa Technology Initiatives. A rezultat că un astfel de sistem de turbine este mai eficient la viteze mici de rotație 1,52,0 rad/s (16-20 rot/min), putând crește cu până la 30% energia extrasă din curentul de aer față de o turbină cu un singur rotor.

Studiul turbinelor contrarotitoare și a condițiilor optime de funcționare se realizează și prin simulare numerică, cu softuri CFD (Computational Fluid Dynamics). Astfel, în [20], s-a studiat o turbină eoliană contrarotitoare formată din două rotoare Nordtank de 500 kW, cu rotoare cu câte 3 pale. În urma simulărilor, a rezultat că la funcționarea acesteia la o viteză a vântului de 10 m/s, producția anuală de energie poate crește cu 43,5% față de cazul unui singur rotor.

Studiul acestor tipuri de turbine s-a reflectat și în apariția de producători de astfel de sisteme de conversie a energiei vântului. Astfel, Infinite Wind Energy (IWE), [24], este un producător de turbine eoliene contrarotitoare din SUA, care oferă atât turbine mici (500W ÷ 50kW), cât și turbine de putere medie și mare, de 100 kW până la 2 MW. Turbinele de putere mai mare de 100 kW prezintă avantajul că nu au cutii de viteze și sunt prevăzute cu două sisteme de frânare în scopul controlării puterii furnizate: yawing (scoaterea rotorului turbinei din direcția acțiunii vântului) și pitch (modificarea unghiului de atac).

IWE produce turbine eoliene care au în componență generatoare foarte eficiente. Palele contrarotitoare, Figura 1.4, captează energia curentului de aer, atât la viteze mici, cât și la viteze mari. Generatorul inovativ IWE, Figura 1.5, are formă hiperbolică (la sisteme/turbine cu ax vertical) sau catenoidă (la turbine cu ax orizontal), care elimină vibrațiile și zgomotul asociat. Conform broșurilor tehnice ale turbinelor eoliene IWE, acestea produc cu 40% mai multă energie decât alte turbine de dimensiuni similare aflate pe piață.

Alte lucrări abordează studiul performanțelor turbinelor eoliene contrarotitoare de tip Nordtank de 500 kW [20]. Principalul rezultat obținut în urma cercetărilor efectuate asupra turbinelor eoliene Nordtank constă în faptul că aceste turbine contrarotitoare au o eficiență superioară la viteze mari ale vântului; la viteze mai mici, se sugerează adoptarea unor turbine cu viteze de rotație mai reduse pentru a capta cât mai multă energie. Performanța unei turbine eoliene contrarotitoare poate fi îmbunătățită dacă aceasta funcționează la viteze mici ale vântului, la valori reduse ale vitezei relative a vântului, unde se obține un factor de putere Cp maxim. De exemplu, în cazul unei turbine eoliene amplasate pe insula Sprogø din Danemarca, o instalație eoliană contrarotitoare produce anual cu 43,5% mai multă energie decât în cazul unei turbine eoliene clasice, cu un singur rotor (de același tip). Având în vedere că instalațiile eoliene moderne au un factor de putere crescut (în cazul unora dintre acestea Cp > 0,5), autorii studiului estimează că în cazul unui sistem de turbine contrarotitoare cu rotoare moderne, creșterea de energie este sensibil mai redusă de 43,5% pentru viteza vântului la care se obține factorul de putere maxim. La viteze mari ale vântului, turbinele contrarotitoare ar avea însă un comportament similar cu cel al turbinei instalate în Sprogø.

Rezultatele estimării puterii unei turbine eoliene de 30 kW funcționând cu două rotoare contrarotitoare și compararea cu puterea generată de o turbină eoliană clasică cu un singur rotor, [25], sunt prezentate în Figura 1.6. Dimensiunea rotoarelor eoliene și modalitatea optimă de poziționare a acestora sunt obținute prin testarea ansamblului într-un tunel de vânt și prin utilizarea teoriei momentului elementului de pală (BEM, Blade Element Momentum Theory). La aceste metode s-a adăugat și testarea turbinei in situ.

Fig. 1.6. Variația puterii în funcție de viteza vântului [26].

Se observă că puterea obținută cu un sistem de conversie cu turbine contrarotitoare este mai mare decât puterea obținută cu o singură turbină eoliană.

Având în vedere că, după primul rotor, curentul de aer este distorsionat și are o viteză mai mică decât viteza curentului din amonte, unele studii și brevete, [26], propun ca cel de al doilea rotor să aibă un diametru mai mare, astfel încât să se capteze cât mai mult din energia curentului de aer.

În ceea ce privește tipurile de rotoare eoliene pretabile turbinelor eoliene cu două rotoare, din punct de vedere al sensului de rotație, se constată două direcții de dezvoltare:

turbine eoliene cu două rotoare cu același sens de rotație;

turbine eoliene cu două rotoare cu sensuri de rotație contrare [22].

Din punct de vedere al poziționării celor două rotoare eoliene în raport cu generatorul electric, turbinele eoliene cu două rotoare pot fi:

turbine eoliene upwind, Figura 1.7.a, cu ambele rotoare situate în fața generatorului electric (în sensul direcției vântului);

turbine eoliene downwind, Figura 1.7.b, cu ambele rotoare situate în spatele generatorului electric (în sensul direcției vântului);

turbine eoliene cu un rotor în fața generatorului electric și celălalt în spatele acestuia, Figura 1.8.

Pentru instalațiile eoliene cu sensuri de rotație contrare, un exemplu semnificativ este reprezentat de turbina eoliană inteligentă [28], [31]. Rezultatele experimentale efectuate privind puterea obținută în funcție de viteza vântului, respectiv de numărul Reynolds, au condus la următoarele concluzii ce evidențiază avantajele acestui sistem de conversie a energiei vântului:

Ambele rotoare încep să se rotescă la viteze mici ale vântului;

Creșterea vitezei vântului conduce la creșterea vitezei de rotație a celor două rotoare eoliene, rotorul posterior înregistrând o creștere semnificativă a vitezei de rotație;

La viteza de regim a vântului, rotorul posterior atinge viteza de rotație maximă;

La creșterea în continuare a vitezei vântului, rotorul posterior decelerează până la oprire, iar apoi începe să se rotească în același sens ca și rotorul anterior.

1.3.2. Realizarea modelului experimental de turbină eoliană contrarotitoare

Varianta constructivă analizată are la bază modelul experimental de generator electric cu armături contrarotitoare cu puterea nominală de 1 kW pentru 78,5 rad/s (750 rot/min) [2], [32].

Schema bloc a întregului ansamblu de instalație eoliană contrarotitoare este redată în Figura 1.9.

Fig. 1.9. Schema bloc a modelului experimental de instalație eoliană contrarotitoare [2], [22].

Schema bloc a modelului experimental de instalație eoliană contrarotitoare conține următoarele componente:

Două rotoare eoliene, unul frontal, iar celălalt aval în raport cu generatorul electric, cu sensuri opuse de rotație;

Generator electric contrarotitor trifazat, cu inele colectoare, ambele armături mobile, fiecare cuplată la unul din rotoarele eoliene;

Platformă mobilă pentru subansamblul generator electric – rotoare eoliene, poziționată în partea superioară a stâlpului;

Sistem de automatizare destinat reglării poziției platformei în raport cu direcția vântului. Acesta este constituit dintr-un automat programabil, senzori pentru direcția și viteza vântului, senzori pentru vitezele de rotație ale celor două rotoare eoliene și un actuator de poziționare (servomotor).

Regulator de încărcare pentru sistemul de stocare a energiei electrice produse.

Sistem de stocare a energiei produse: baterie de acumulatoare cu tensiunea egală cu 24 V.

Sarcină [2].

Construcția generatorului electric este redată în Figura 1.10.

Modelul experimental al instalației eoliene realizate (rotoarele eoliene și generatorul electric contrarotitor) este prezentat în Figura 1.11:

Proiectarea constructivă a generatorului electric contrarotitor a fost realizată în urma unei simulări prealabile a funcționării acestuia, prin utilizarea unui program specializat de calcul cu elemente finite (CEDRAT Flux 2/3D) [2], [32]. Soluția constructivă este prezentată în Figura 1.12.

Fig. 1.12. Soluția constructivă a generatorului electric sincron cu ambele armături mobile [2], [32].

1.3.3. Testarea modelului experimental de turbină eoliană contrarotitoare

Modelul experimental de turbină eoliană contrarotitoare cu ax orizontal, Figura 1.11, a fost testat pe standul specializat al INCD INCAS, Figura 1.12. Acest stand constă într-un tunel aerodinamic în circuit închis, care funcționează la presiunea atmosferică [32].

Determinările experimentale s-au efectuat în diferite condiții, după cum urmează:

a) Rotorul eolian amonte este în funcțiune, iar rotorul aval este blocat;

b) Rotorul eolian aval este în funcțiune, iar rotorul amonte este blocat;

c) Ambele rotoare funcționează (în regim contrarotitor) [2].

Testarea modelului experimental de turbină eoliană contrarotitoare s-a efectuat la diferite viteze ale vântului (3,5 ÷ 10,5 m/s) și cu diferite încărcări mecanice, realizate prin conectarea unor rezistoare electrice la bornele generatorului contrarotitor. Valorile măsurate au permis trasarea caracteristicilor de cuplu mecanic, de putere la arborele turbinei eoliene și putere electrică debitată [32].

Caracteristica generatorului electric a fost definită în prealabil, pentru a putea deduce comparativ și caracteristica energetică a rotorului eolian [32].

Pe baza încercărilor au putut fi determinați experimental anumiți parametri caracteristici atât pentru fiecare turbină separat, cât și pentru ambele turbine în regim contrarotitor. S-au utilizat următoarele relații pentru determinarea principalilor parametri caracteristici:

Viteza unghiulară a arborelui turbinei eoliene contrarotitoare :

, (1.6)

unde n reprezintă viteza de rotație [rotații/minut] a arborelui instalației eoliene.

Se consideră:

Ωf – viteza de rotație a rotorului eolian din față (amonte) [rad/s];

Ωs – viteza de rotație a rotorului eolian din spate (aval) [rad/s].

Viteza periferică a palelor turbinei eoliene vperif:

, (1.7)

unde R reprezintă raza rotorului eolian.

Pentru rotorul eolian din față (amonte), se consideră Rf = 1,23 m, iar pentru rotorul eolian din spate (aval), Rs = 1,33 m.

Viteza relativă :

, (1.8)

unde vvant reprezintă viteza curentului de aer [2].

Experimentele efectuate în tunelul aerodinamic, Figura 1.13, au avut ca obiectiv principal determinarea energiei asigurate de rotorul aval, cu diametru similar rotorului amonte. S-a determinat o creștere de aproximativ 60% a puterii furnizate de sistemul de turbine eoliene contrarotitoare față de cazul unei singure turbine (Tabelul 1.1) [2].

Fig. 1.13. Schița tunelului aerodinamic în care s-a realizat testarea

modelului experimental de turbină eoliană contrarotitoare [33].

Tabelul 1.1. Aportul de putere furnizat de către cel de-al doilea rotor eolian raportat la puterea furnizată de întreg ansamblul de turbină cu doua rotoare contrarotitoare.

Încercările efectuate în tunelul INCAS au fost completate prin reconstituire pe standul specializat de testare a mașinilor electrice din cadrul INCDIE ICPE-CA [32], [33]. Această testare a avut ca scop determinarea caracteristicii generatorului electric, astfel putându-se determina caracteristicile mecano-energetice la arborii rotoarelor turbinelor eoliene. În acest sens, s-a antrenat separat fiecare capăt de arbore al generatorului electric contrarotiror și s-au realizat puncte de încărcare în sarcină, similare celor din tunelul aerodinamic. Utilizând traductoare de cuplu și de viteză de rotație, s-au determinat valorile puterii mecanice la fiecare arbore. Corelând rezultatele din tunelul aerodinamic cu cele de pe standul de testare a mașinilor electrice, s-au trasat caracteristicile la arbore pentru cele două turbine eoliene Cp = f(λ), reprezentate în Figurile 1.14 și respectiv 1.15 [2], [32].

Pentru asigurarea condițiilor optime de funcționare a modelului experimental la viteze reduse ale vântului, s-au ales unghiuri de atac mari ale palelor rotoarelor. Această măsură justifică obținerea unor valori reduse ale factorului de putere pentru cele două rotoare eoliene, conducând la o eficiență aerodinamică scăzută a rotorului amonte și, totodată, asigurând suficientă energie pentru rotorul aval. Această energie cinetică adițională determină obținerea unei puteri mai mari a sistemului de turbine eoliene contrarotitoare, față de cazul turbinelor eoliene cu un singur rotor, reprezentate în Figura 1.16 și respectiv 1.17 [2], [32].

Figurile 1.16, respectiv 1.17 evidențiază o scădere a puterii generate de instalația eoliană contrarotitoare odată cu creșterea valorii vitezei de rotație Ωf, Ωs corespunzătoare fiecărui rotor eolian (cine sunt Ωf, Ωs ; care este diferența față de Ω ?). Această scădere a puterii generate se datorează creșterii sarcinii și în consecință a creșterii cuplului rezistent la arborele turbinei eoliene.

Unele experimentări anterioare pe un model redus de ansamblu contrarotiror au confirmat ipoteza (în baza principiului acțiunii și reacțiunii) conform căreia, în lungul axei virtuale turbină amonte – întrefier mașină electrică – turbină aval, cuplul mecanic M se menține constant. Pe această bază, s-a preliminat graficul de funcționare al sistemului de turbine eoliene contrarotitoare cu cele două rotoare în funcționare. Caracterisiticile M=f(), Figura 1.18, pentru ambele rotoare eoliene au fost trasate pe același grafic. Se observă aceeași scădere a cuplului mecanic al instalației eoliene contrarotitoare odată cu creșterea valorii vitezei de rotație Ω și a creșterii sarcinii.

Fig. 1.18. Curbele caracteristice ale cuplului pentru ambele rotoare eoliene la V = ct. M = f (Ω) [2], [32].

Fig. 1.19. Curbele P = f(Ωf+Ωs) la v=ct. – comparație între valori calculate și măsurate [2], [32].

Caracteristica globală a puterilor în funcție de viteza de rotație relativă între armăturile generatorului electric (suma vitezelor de rotație pentru cele două turbine eoliene), este prezentată în Figura 1.19. Astfel, sunt reprezentate pe același grafic, atât curbele determinate experimental, cât și cele determinate prin calcul pentru ansamblul generatorului electric cu două turbine eoliene în regim contrarotitor. Se observă o bună concordanță între cele două tipuri de curbe.

Testele efectuate asupra modelului experimental au confirmat obținerea unei puteri de 1 kW pentru o viteză a vântului de 10 m/s [31-33].

1.4. MODELAREA UNEI MICROREȚELE DE MICI DIMENSIUNI CU PROGRAMUL LABVIEW

1.4.1. Realizarea unei microrețele mixte cu circuite independente de tensiune alternativă și de tensiune continuă

LabVIEW (Laboratory Virtual Instrument Engineering Workbench) este un limbaj de programare grafic al National Instruments care utilizează pictograme în loc de linii de text pentru a crea aplicații. Spre deosebire de limbajele de programare bazate pe text, în care instrucțiunile determină ordinea de execuție a programului, LabVIEW folosește Programarea dataflow, în acest caz fluxul de date prin nodurile de pe schema bloc determinând ordinea de execuție a VI-urilor (Virtual Instruments) și a funcțiilor [34].

Condițiile de operare speciale ale Sistemului Electroenergetic Național necesită soluții noi de asigurare a alimentării cu energie electrică. Astfel, teza de doctorat propune integrarea unor surse regenerabile de energie (panouri fotoelectrice, instalații eoliene) în cadrul unei microrețele mixte în scopul producerii de energie electrică.

În Figura 1.20, este reprezentată propunerea abordată în cadrul tezei de doctorat cu privire la o microrețea mixtă de mici dimensiuni cu circuite independente ce funcționează la tensiune continuă, respectiv tensiune alternativă.

Fig. 1.20. Schema de principiu a microrețelei mixte cu circuite independente

de tensiune alternativă și de tensiune continuă.

1.4.2. Modelarea matematică a panourilor fotoelectrice

Efectul de apariție a unei tensiuni electromotoare, sub acțiunea energiei solare, denumit efect fotoelectric extern, a fost descoperit de fizicianul francez Alexandre-Edmond Becquerel, în anul 1839.

Efectul fotoelectric este datorat eliberării de sarcini electrice negative (electroni) și pozitive (goluri), într-un material solid, atunci când suprafața acestuia interacționează cu lumina. Datorită polarizării electrice a materialului respectiv, care se produce sub acțiunea luminii, apare o tensiune electromotoare, ce poate genera curent electric într-un circuit închis. Dispozitivele care funcționează pe baza acestui fenomen, sunt denumite celule fotoelectrice, sau celule electrice solare. Pentru a permite furnizarea unei puteri electrice acceptabile, celulele fotoelectrice funcționează legate în serie într-un număr prestabilit, alcătuind panouri fotoelectrice, sau panouri electrice solare [35], [43-45].

Atunci când celula solară (joncțiunea p-n) este iluminată, se generează perechi electroni – gol, care sunt acționate de câmpurile electrice interne, rezultând astfel un curent fotoelectric (Iph). Curentul fotoelectric produs este în sens opus față de curentul electric de întuneric. Chiar și pentru o tensiune nulă la ieșire, acest fotocurent continuă să se producă, și este măsurat sub forma curentului electric de scurtcircuit (Isc). Acest curent electric variază liniar cu intensitatea luminoasă, datorită faptului că absorbția unei cantități mai mari de lumină se reflectă într-un aport de electroni suplimentari care se deplasează sub acțiunea câmpului electric intern [36].

Celulele fotoelectrice pot fi realizate din mai multe materiale semiconductoare. Cu toate acestea, peste 95% din celulele solare sunt realizate din siliciu (Si). În plus, procesele de prelucrare a acestui material nu sunt agresive pentru mediul ambiant [35].

Parametrii tehnici ai celulelor fotoelectrice sunt stabiliți pentru condiții standard de test (STC, Standard Test Conditions):

Iradianța egală cu 1000 W/m² în zona panoului fotoelectric.

Temperatura celulei fotoelectrice 25 °C.

Grosimea atmosferei AM 1,5 global.

Caracteristicile principale ale unei celule fotoelectrice sunt:

Curentul electric total – I.

Curentul electric de scurtcircuit – .

Tensiunea de mers în gol – .

Tensiunea în punctul optim de funcționare, MPP (Maximum Power Point) –

Curentul electric în punctul optim de funcționare, MPP (Maximum Power Point) –

Puterea maximă estimată –

Factorul de umplere

. (1.9)

Coeficientul de modificare a puterii cu temperatura celulei.

Curentul electric de scurtcircuit Isc este curentul electric generat în condițiile unui rezistor de valoare nulă conectat la bornele celulei fotoelectrice.

Tensiunea de mers în gol V0C se obține prin setarea I=0 a curentului electric total (I=0 când V=V0C). Tensiunea de mers în gol corespunde funcționării fără sarcină a circuitului.

Caracteristica curent electric-tensiune pentru o celulă solară este reprezentată în Figura 1.21.

Fig. 1.21. Caracteristica curent electric-tensiune pentru o celulă solară [36].

Pentru măsurarea randamentului celulelor fotoelectrice, s-a propus utilizarea factorului de umplere FF („fill factor”) definit ca raportul dintre puterea maximă transferată și puterea maximă teoretică (produsul curentului electric de scurtcircuit și al tensiunii de mers în gol):

. (1.10)

Acest indicator depinde de calitatea unei joncțiuni în cadrul celulei solare și valoarea rezistorului serie. Factorul de umplere poate fi crescutdiminuat prin diminuareascăderea rezistorului serie și tinde să crească atunci când tensiunea de mers în gol este ridicată. Valoarea maximă a factorului de umplere este 1, dar această valoare nu poate fi atinsă [36].

În regimurile de scurtcircuit sau cele de mers în gol, nu se generează putere. Această putere de ieșire se definește sub forma:

. (1.11)

Puterea maximă PMPP furnizată de echipament este obținută în punctul de pe caracteristică în care produsul IV este maxim. Astfel,

. (1.12)

Puterea maximă de ieșire se poate obține inclusiv din relația:

. (1.13)

Eficiența energetică de conversie a celulei solare este:

, (1.14)

unde IMPP și VMPP reprezintă curentul electric și tensiunea aferente puterii maxime, în concordanță cu iradianța solară G [W/m2].

O centrală fotoelectrică este reprezentată de un grup de paouri fotoelectrice, care sunt constituite, la rândul lor, din mai multe module solare interconectate serie și paralel. Puterea pe care un modul o poate produce este de obicei insuficientă pentru a satisface necesarul unei locuințe sau al unei zone comerciale, astfel încât aceste module vor fi interconectate pentru a forma o centrală fotoelectrică. Cele mai multe centrale utilizează un invertor pentru a realiza conversia tensiunii continue produs în tensiune alternativă, utilizată pentru alimentarea receptoarelor. Modulele unei centrale fotoelectrice sunt mai întâi conectate în serie pentru a obține tensiunea dorită; șirurile individuale sunt mai apoi conectate în paralel pentru a permite sistemului să genereze un curent electric mai mare [36].

Puterea generată de o centrală fotoelectrică depinde de mărimea și numărul de panouri, de modul acestora de interconectare și, desigur, de condițiile ambiante de mediu la care este expus modulul. Panourile fotoelectrice sunt fabricate la dimensiuni diferite și pot fi realizate din diverse materiale. Cu toate acestea, modulul cel mai frecvent utilizat este prevăzut cu 36 de celule fotoelectrice conectate în serie pentru a produce o tensiune suficientă încărcării unei baterii de 12 V. Scopul acestei structuri este acela de a furniza un montaj rigid care să protejeze conexiunile dintre celule împotriva mediului ambiant. Bornele pozitive și negative sunt amplasate pe partea anterioară a modulului de interconectare [36].

Există patru factori care determină producția de energie electrică pentru orice panou fotoelectric – eficiența celulelor solare, sarcina, iradianța solară și temperatura celulei. Eficiența celulei solare este stabilită prin procesul de fabricație – modulele disponibile pentru comercializare prezintă o eficiență de conversie a energiei solare în energie electrică de 9% până la 17%. Rezistorul de sarcină determină punctul de funcționare a panoului fotoelectric pe caracteristica externă curent electric – tensiune. Punctul de funcționare optim este punctul în care se generează cea mai mare valoare a puterii și se numește punct de putere maximă.

Pentru o arie dată a unei celule solare, curentul electric generat este direct proporțional cu iradianța solară și este aproape independent de temperatură, dar odată cu creșterea temperaturii randamentul celulelor scade. Astfel, amplasarea centralelor electrice trebuie realizată în cel mai însorit loc (fără umbră) și menținută la o temperatură cât mai scăzută prin asigurarea circulației aerului în jurul panoului.

O centrală electrică solară include de obicei un șir de panouri fotoelectrice, un invertor, baterii de acumulatoare (pentru funcționarea în regim insularizat) și cabluri de interconectare [36].

Cele mai multe module fotoelectrice sunt compuse din 30 până la 36 de celule înseriate. Fiecare celulă solară produce aproximativ 0,5 V în prezența radiației solare, astfel încât tensiunea la bornele unui modul fotoelectric este cuprinsă în intervalul 15 – 18 V. Panourile fotoelectrice incluzând mai multe module sunt fabricate pentru alimentarea bateriilor de 12 V. Un modul fotoelectric prevăzut cu 30 de celule (15 V) poate fi utilizat pentru încărcarea bateriilor fără ca un controller să fie necesar, fiind exclusă posibilitatea ca bateria să fie încărcată complet. Un modul cu 36 de celule (18 V) va avea o eficiență superioară în prezența unui controller care să evite supraîncărcarea. Curentul electric este dependent de dimensiunea fiecărei celule solare și de intensitatea radiației solare. Cele mai multe celule produc un curent electric de 2 – 3 A în condiții de lumină puternică. Intensitatea curentului electric este aceeași pentru fiecare celulă datorită faptului că acestea sunt conectate în serie [36].

Deoarece intensitatea radiației solare este optimă în foarte puține cazuri, producția de energie electrică este mult mai redusă decât cea corespunzătoare radiației maxime. Pentru valori scăzute ale intensității solare, tensiunea se va păstra aproape constantă, iar curentul electric va fi redus [36].

Montajul panourilor fotoelectrice trebuie să se realizeze prin orientare către punctul în care ecuatorul ceresc traversează meridianul, printr-o înclinare de cel puțin 5°. Pentru o obține o utilizare optimă a energiei solare, panourile fotoelectrice ar trebui astfel orientate încât razele solare să cadă, în fiecare moment, perpendicular pe suprafața acestora. În acest sens, apare necesitatea cunoașterii unghiului de incidență a razelor solare în funcție de momentul din zi, de poziția panourilor față de punctul geografic de montare și de înclinarea panourilor față de suprafața orizontală [11].

Deoarece înclinarea optimă a panourilor, este diferită la fiecare oră și în fiecare zi (tabelul 1.2), pentru o obține o putere maximă este necesară realizarea unui sistem de urmărire care să modifice poziția panourilor în funcție de poziția soarelui. Din motive practice, în cele mai multe cazuri, panourile fotoelectrice sunt poziționate la un unghi de înclinare fix, egal cu 35 (pentru România). Iradianța solară obținută la menținerea unui unghi de înclinare fix și a unui unghi optim se observă în Figura 1.22 pentru două zile reprezentative din an. Se observă faptul că influența orientării panoului în funcție de poziția soarelui este mai importantă pe durata iernii, în special datorită unghiului de înclinare (35 departe de valoarea optimă) [11].

Tabelul 1.2. Unghiul optim de înclinare a panourilor [11].

Deoarece producția de energie electrică a celulelor solare este afectată de temperaturile ridicate, apare necesitatea unui spațiu de cel puțin 100 mm sub panoul fotoelectric petru realizarea ventilației. Panourile nu trebuie să fie umbrite de diverse obstacole și trebuie păstrate curate.

Modulele fotoelectrice sunt conectate în serie sau paralel în scopul creșterii valorilor curentului electric sau a tensiunii. Atunci când se practică conectarea în serie, este indicat ca producția maximă de energie electrică a fiecărui panou fotovoltaic să se realizeze pentru aceeași valoare a curentului electric, iar tensiunile acestora să se însumeze. Pe de altă parte, atunci când se practică conectarea în paralel, este indicat ca producția maximă de energie electrică a fiecărui panou fotovoltaic să se realizeze pentru aceeași valoare a tensiunii, iar curentul electric al acestora să se însumeze [36].

Modelele matematice dezvoltate pentru sistemele de panouri fotoelectrice sunt utilizate în simularea și testarea diferitelor configurații de microrețele care implică surse regenerabile de energie, utilizatori, dar și elemente de stocare.

Aceste modele se utilizează deasemenea în testarea și validarea unor algoritmi de conducere pentru menținerea tensiunii electrice în limite admisibile în anumite puncte ale microrețelei și pentru controlul fluxului de putere în vederea optimizării energiei generate și a costului de funcționare [37].

Modelul matematic simplificat pentru panoul solar se bazează pe modelul simplă diodă al celulei fotoelectrice, reprezentat în Figura 1.23 unde:

D – dioda care modelează joncțiunea p-n pentru celula solară.

– curentul electric [A] generat în funcție de valorile iradianței și ale temperaturii (curentul electric teoretic al celulei).

și – rezistor șunt și rezistor serie, care modelează pierderile de putere ale echipamentului.

– curentul electric prin rezistorul .

Fig. 1.23. Circuitul echivalent cu o singură diodă al celulei fotoelectrice.

Modelul simplă diodă al celulei fotoelectrice este cel mai utilizat model, reprezentând caracteristicile unei joncțiuni p-n.

Pentru o celulă solară eficientă, valoarea rezistorului serie, RS, va fi foarte redusă, în timp ce valoarea rezistorului șunt (paralel), Rsh, va fi foarte mare. Pentru celulele solare comerciale, Rsh, este mult mai mare decât rezistența directă a unei diode astfel încât acesta va putea fi neglijat și doar RS va fi considerat [36].

Curentul electric generat de celula solară, I, poate fi scris sub forma:

, (1.15)

unde:

este curentul electric care ia în considerație procesele de recombinare din celulă.

Valorile curenților electrici Ipv, respectiv Id rezultă din relațiile (1.16) și (1.17):

, (1.16)

unde:

G – iradianța solară [W/m2].

T – temperatura celulei [K].

și reprezintă iradianța și temperatura în condițiile standard de testare.

– curentul electric generat în aceleași condiții.

– coeficientul de temperatură al curentului electric [38].

Curentul electric Id este calculat în funcție de curentul electric de saturație I0 care corespunde practic curentului electric invers:

. (1.17)

Valoarea curentului electric I0 depinde de temperatură. Pentru temperatura de 300 K și celulele de calitate superioară I0 = 108 A/m2 .

În relația (1.17), Vd este tensiunea la bornele celulei, iar VT tensiunea termică a semiconductorului (pentru 300 K, rezultă VT = 0,026 V).

, (1.18)

în care n este o constantă (practic egală cu unitatea), q sarcina electronului (1,61019 C); K constanta lui Boltzman (1,381023 J/K), T temperatura absolută (K).

Pentru schema echivalentă din Figura 1.23, mărimile electrice I și V rezultă

(1.19)

Puterea P la ieșirea schemei rezultă

. (1.20)

Pe baza relațiilor (1.19) și (1.20) sunt trasate caracteristicile curent electric tensiune și putere tensiune pentru o celulă fotoelectrică. Caracteristicile celulelor fotoelectrice sunt indicate pentru condiții standard STC (standard test conditions).

Din Figura 1.23, se obține:

. (1.21)

Relația (1.15) se poate rescrie sub forma:

. (1.22)

Relația (1.22) este o ecuație implicită neliniară care redă caracteristica I(V) pentru celula solară. Modulele solare sunt obținute prin conectarea mai multor celule solare. Aceste module sunt conectate, la rândul lor, în serie și paralel pentru a forma panouri și pentru a valorifica energia solară disponibilă [37]. Dacă se consideră un număr de celule solare în serie pe fiecare latură egal cu NS și un număr total de laturi egal cu NP, atunci numărul total de celule care formează un modul va fi egal cu NS×NP. În cazul unui modul fotoelectric, dacă se consideră relațiile (1.23) – (1.26), expresia (1.15) poate fi adaptată pentru obținerea unei ecuații similare a caracteristicii I(V):

; (1.23)

; (1.24)

; (1.25)

. (1.26)

Temperatura pentru celula solară, , este determinată cu ajutorul relației (1.27) [37]:

, (1.27)

unde este temperatura ambientală.

NOCT (normal operating cell temperature) – temperatura Normală de Funcționare a Celulei indicată de producătorii de module fotoelectrice (NOCT =25C 2K).

Modelul care permite determinarea caracteristicii externe I(V) pentru un panou fotoelectric a fost implementat prin intermediul programului software LabVIEW. În Figura 1.24, respectiv Figura 1.25, sunt indicate diagramele dezvoltate pentru panoul fotoelectric KC200GT. Acestea utilizează parametrii electrici din specificația tehnică a panoului furnizată de producător, dar și parametrii uzuali din literatura de specialitate [38]. Modelul este realizat pentu calculul caracteristicii I = f(V) pentru o iradianță de 800 W/m2 și o temperatură a mediului ambiant de 20C. Modelul de calcul prezentat determină tensiunea VT conform relației (1.18) și valoarea curentului electric Ipv conform relatiei (1.16). Limitele de variație ale tensiunii și ale curentului electric sunt introduse pe prima linie a modelului de calcul. Se calculează variația curentului electric în funcție de tensiune utilizând relația (1.22). La ieșirea modelului rezultă curentul electric Iout în funcție de tensiunea Vout. Calculele au fost efectuate pentru un modul cu 54 de celule fotoelectrice în serie.

Fig. 1.24. Diagrama dezvoltată pentru panoul fotoelectric KC200GT cu ajutorul programului software LabVIEW.

Fig. 1.25. Diagrama dezvoltată pentru panoul fotoelectric KC200GT cu ajutorul programului software LabVIEW.

În figura 1.25 este prezentat modulul pentru trasarea caracteristicii I = f (V). Calculele au fost efectuate pentru un pas de 0,4 V. Valorile curentului electric și pasului de tensiune sunt transmise modului de plotare 1 care asigură reprezentarea grafică a mărimilor.

Caracteristica curent electric – tensiune a panoului fotoelectric bazat pe modelul celulei solare cu o singură diodă este reprezentată grafic în Figura 1.26.

Fig. 1.26. Caracteristica curent electric-tensiune a panoului fotoelectric bazată pe

modelul celulei solare cu o singura diodă.

Din analiza Figurii 1.26, rezultă că tensiunea la mers în gol a modulului, în condițiile de calcul, este de 32,9 V pentru 54 celule în serie (aproximativ 0,61 V la bornele unei celule) și are o variație redusă cu valoarea curentului electric.

Întrucât timpul de rulare a aplicației a fost semnificativ, s-a realizat și un al doilea model care permite determinarea mai rapidă a caracteristicii I(V) pentru panoul fotoelectric, reprezentat în Figura 1.27. Acest .vi utilizează condițiile propuse în [39], valabile pentru determinarea parametrilor caracteristici panourilor fotoelectrice și poate fi particularizat pentru orice configurație disponibilă pe piață. Modelul matematic din Figura 1.27 este construit pe baza relațiilor 1.15-1.27, pentru un modul cu 54 celule fotoelectrice și tensiunea de mers în gol de 32,9 V. Pentru simplificare, s-a considerat că valoarea curentului electric în circuit este practic egală cu cea a curentului electric de scurtcircuit.

Fig. 1.27. Diagrama dezvoltată pentru panoul fotoelectric KC200GT cu ajutorul programului software LabVIEW.

Cel de-al doilea model al panoului fotoelectric a fost completat ulterior cu modelarea și comanda circuitului unui controler de urmărire a punctului de putere maximă (MPPT – Maximum Power Point Tracking) destinat aplicațiilor de captare a energiei solare. Această modelare suplimentară a fost necesară având în vedere că panourile fotoelectrice au un punct de optimizare în care se poate obține putere maximă, iar acest punct variază, în general, în funcție de condițiile ambiante de mediu. La reglarea tensiunii de ieșire a celulelor solare într-un mediu variabil, generarea permanentă de energie la nivelul maxim devine o problemă. În aceste condiții, urmărirea punctului de putere maximă în cadrul tehnologiilor existente din domeniul aplicațiilor fotoelectrice crește nivelulul eficienței în generarea de energie electrică [41].

Un controller de urmărire a punctului de putere maximă (MPPT – Maximum Power Point Tracking) este un convertor c.c.-c.c., care funcționează sub forma unei sarcini electrice pentru o celulă solară (în general pentru un panou sau centrală fotoelectrică) și adaptează puterea electrică la valori ale tensiunii și curentului electric corespunzătoare sarcinii nominale a sistemului. Celulele fotoelectrice au un singur punct de funcționare în care valorile curentului electric I și ale tensiunii V conduc la obținerea unei puteri maxime. Aceste valori corespund unei anumite rezistențe, egală cu raportul V/I așa cum rezultă din legea conducției electrice (Legea lui Ohm). Celula solară este caracterizată de o relație exponențială valabilă între curentul electric și tensiune, punctul de putere maximă fiind localizat pe caracteristica curent electric – tensiune, unde rezistența electrică este egală cu valoarea negativă a rezistenței diferențiale:

. (1.28)

Controllerele de urmărire a punctului de putere maximă folosesc un anumit tip de circuit de control sau logică pentru a căuta acest punct și, astfel, pentru a permite circuitul convertorului să extragă puterea maximă disponibilă a unei celule [36].

MPPT este un sistem electronic complet care variază punctul electric de funcționare a modulelor, astfel încât acestea să genereze puterea maximă disponibilă. Putere suplimentară generată de panourile fotoelectrice poate fi apoi accesată sub forma unui curent electric superior de încărcare a bateriilor. Controllerul de urmărire a punctului de putere maximă poate fi utilizat simultan cu un sistem mecanic de urmărire, cele două sisteme fiind totuși complet diferite.

Invertoarele solare conectate la rețeaua electrică de interes public utilizează algoritmi de urmărire a punctului de putere maximă pentru a extrage puterea maximă produsă, după care realizează conversia la tensiune alternativă pentru a permite vânzarea energiei generate în exces către operatorii rețelei electrice. Controllerele de încărcare ce dispun de algoritmul MPPT sunt pretabile sistemelor de alimentare off-grid pentru a conduce la cea mai bună utilizare a energiei electrice produse de panourile fotoelectrice.

Avantajele regulatoarelor MPPT sunt maxime în condiții meteorologice nefavorabile (temperaturi scăzute, zile cu nor sau ceață sau atunci când bateriile sunt descărcate profund) [36].

Algoritmul a fost implementat prin măsurarea curentului electric pentru mai multe valori ale tensiunii, la intervalul de timp dorit. În acest mod, se evită orice posibilitate a sistemului de a intra într-un regim instabil de oscilație (care afectează uneori alte tipuri de algoritmi). De asemenea, algoritmul presupune baleierea cu pas constant a domeniului de funcționare avut în vedere. Acesta reprezintă o componentă a simulatorului de microrețea, pentru verificarea modului de interconectare al componentelor.

Pentru simularea funcționării celulei fotoelectrice, Figura 1.28, s-a utilizat modelul Shockley pentru dioda cu joncțiune p-n ideală, relația (1.17), care evită calcule complexe și conduce la mărirea vitezei de funcționare a simulatorului fără a introduce erori semnificative pentru scopul global al simulatorului de microrețea.

Simulatorul MPPT este inițializat cu valorile parametrilor fotocelulei, furnizați de producător, estimează parametrii necesari modelului de calcul, primește de la restul simulatorului de microrețea, valorile iradiației și temperaturii, conforme cu scenariul climatic al simulatorului, și efectuează un baleiaj (cu pas constant, între limite acoperitoare) pentru determinarea punctului de transfer maxim de putere. Pentru reducerea suplimentară a domeniului baleiat, se pornește de la valoarea maximă a iradiației posibile, spre valoarea nulă a curentului electric, calculând de fiecare dată puterea. Într-o celulă de memorie, se reține doar punctul maxim din acel moment (la pornirea determinării, acesta fiind inițializat cu 0), respectiv puterea și intensitatea curentului electric. La fiecare măsurătoare nouă, se decrementează valoarea curentului electric comandat, iar puterea rezultată se compară cu punctul maxim memorat. Perechea de valori curent electric – putere care îndeplinește condiția celei mai mari valori a puterii, devine valoarea curentă memorată. Atunci când puterea curentă măsurată scade sub 70% din ultimul maxim determinat, se oprește baleiajul și valoarea de reglaj devine valoarea corespunzătoare maximului de până în prezent.

În simulator, este prevăzută o memorie pentru valorile de iradianță solară și temperatură transmise de scenariul climatic la ultima iterație. Dacă noile valori diferă, determinarea se reia.

Un mod de lucru similar se poate aplica și în practică, în funcție de resursele de calcul disponibile. Este de așteptat ca și modul de lucru cu executarea la intervale constante a determinării să poată fi aplicat fără deteriorarea semnificativă a randamentului, deoarece celulele fotoelectrice și circuitele electronice care reglează funcționarea acestora se realizează rapid.

Se observă că valoarea tensiunii la mers în gol pentru panoul fotoelectric KC200GT în condițiile standard de test, Figura 1.29, este aceeași ca și în cazul primului model dezvoltat, Figura 1.26.

Fig. 1.28. Diagrama arhitecturii circuitului unui controler de urmărire a punctului de putere maximă pentru un panou fotoelectric.

Fig. 1.29. Identificarea punctului de eficiență în care puterea celulei solare este maximă în

condiții variabile de mediu (G, Tamb).

1.4.3. Modelarea matematică a instalațiilor eoliene

Instalațiile eoliene sunt utilizate, în principal, în două scopuri: pentru furnizarea de energie electrică locuințelor izolate (fără conexiune la rețeaua electrică publică) sau pentru includerea într-o centrală electrică eoliană, cu injectare de energie în rețea. Având în vedere caracterul neregulat al vântului, în cazul alimentării cu energie a locuințelor izolate, inslațiile eoliene sunt folosite împreună cu alte surse de energie (ca de exemplu panouri fotoelectrice), dar și baterii pentru stocarea energiei electrice produse în perioada în care sursele regenerabile de energie sunt disponibile, realizând instalații hibride. Centralele electrice eoliene includ grupuri eoliene, care sunt conectate la rețeaua de publică de alimentare cu energie electrică. O centrală eoliană cuprinde în afară de grupurile eoliene propriu-zise (ce conțin rotorul eolian, eventual multiplicatorul de viteză de rotație, generatorul electric si echipamentele de direcționare pe viteza vântului) și de convertoare de frecvență, transformatoare.

În Figura 1.30, este indicată diagrama pentru determinarea tensiunii și a curentului electric pentru instalația eoliană contrarotitoare cu puterea de 1 kW, conform relației (1.5) în care s-a considerat densitatea aerului = 1,225 kg/m3. Parametrii de intrare ai aplicației sunt puterea nominală a turbinei eoliene și viteza vântului în amplasament. Parametrii de ieșire sunt aceiași ca și în cazul panourilor fotoelectrice, și anume curentul electric și tensiunea instalației eoliene. (nu se observă nicio legătură între relația (1.5) și figura 1.30. De precizat ce fac blocurile, mărimile de intrare și cele de ieșire. Schema nu este clară, mai ales că în relația 1.5 este calculată puterea. Este necesară explicarea schemei)

Fig. 1.30. Diagrama instalației eoliane dezvoltată cu ajutorul programului software LabVIEW.

1.4.4. Modelarea matematică a bateriilor de acumulatoare

Pentru cele mai multe tipuri de sisteme electroenergetice cu funcționare insularizată destinate alimentării continue cu energie electrică, bateriile de acumulatoare sunt necesare pentru a uniformiza caracterul neregulat al parametrilor meteorologici. În prezent, cele mai utilizate baterii pentru aplicațiile fotoelectrice sunt bateriile plumb – acid (PbA), litiu – ion (Li-ion) sau nichel – cadmiu (NiCd). Unele tehnologii de baterii aflate în curs de dezvoltare sunt, de asemenea, adecvate pentru stocarea energiei electrice produse din surse regenerabile, cum ar fi diferite tipuri de baterii redox sau baterii sodiu-sulf ce funcționează la temperaturi ridicate [36].

Energia electrică produsă pe parcursul zilei, care nu a fost utilizată, va fi stocată în bateriile de acumulatoare, fiind necesară în timpul nopții sau în zilele cu condiții meteorologice nefavorabile. Bateriile destinate aplicațiilor ce includ surse regenerabile de energie sunt încărcate/descărcate foarte des, astfel încât acestea trebuie să răspundă unor cerințe foarte stricte. Cele mai multe din bateriile plumb – acid sunt dezvoltate în mod special pentru aplicații fotoelectrice, caz în care este necesară descărcarea profundă. Bateriile etanșe conțin în mod uzual un electrolit sub formă de gel. Acestea nu necesită mentenanță. Durata de viață a bateriilor convenționale variază între 3 și 5 ani, în funcție de numărul ciclurilor de încărcare/descărcare, temperatură și alți parametri. Astfel, durata de viață scade odată cu numărul ciclurilor de încărcare/descărcare. Durata de viață scade deasemenea cu cât mai profund se descarcă bateria [36].

Capacitatea bateriei reprezintă cel mai important parametru, unitatea de măsură fiind exprimată în amperi-oră (Ah). Capacitatea bateriei este dependentă de curentul electric de descărcare: cu cât acesta este mai ridicat, cu atât capacitatea bateriei va fi mai scăzută. Bateriile de acumulatoare pot fi alimentate prin mai multe metode: curent electric constant, tensiune constantă, în funcție de tipul bateriei utilizate. Caracteristicile de încărcare sunt recomandate și indicate de standardele existente [36].

Bateriile dezvoltate pentru aplicațiile ce utilizează surse regenerabile de energie au în vedere următoarele caracteristici:

Durata mare a ciclului de viață.

Fiabiliatea superioară pe durata ciclurilor de descărcare.

Capacitatea superioară pentru viteze de descărcare reduse.

Autodescărcarea redusă.

Intervalul considerabil al temperaturii de funcționare.

Rentabilitatea din punct de vedere al costului de achiziție.

Fabricarea în condiții de calitate stricte [36].

Tensiunea unei baterii reprezintă o caracteristică fundamentală a elementelor sale componente. Tensiunea nominală a bateriei plumb – acid este de 2 V.

Tensiunea în circuit deschis (circuit care nu este străbătut de curent electric, după o perioadă de timp suficientă pentru stabilizarea tensiunii) este în dependență directă de greutatea specifică.

De îndată ce bateria începe să se descarce, va apărea o scădere a tensiunii ca urmare a rezistenței interne efective a celulei. Această scădere a tensiunii crește proporțional cu curentul electric de descărcare, scăzând astfel cu această valoarea tensiunea de ieșire a bateriei. Deasemenea, la o viteză de descărcare continuă, tensiunea scade treptat pe durata descărcării până la pragul pentru care bateria nu mai poate furniza o tensiune corespunzătoare. Atunci când se realizează încărcarea unei baterii complet descărcate, tensiunea acesteia va crește imediat, odată cu viteza de încărcare stabilită. Prin utilizarea unei viteze de încărcare uzuale, tensiunea va crește în câteva minute până la 2,1 – 2,15 V, și apoi treptat până când bateria este încărcată aproximativ 75% [36].

Capacitatea unei baterii de acumulatoare este reprezentată de posibilitatea acesteia de a furniza energie electrică, unitatea de măsură fiind exprimată în amperi-oră (Ah). Principalii factori care influențează capacitatea sunt viteza de descărcare, greutatea specifică, temperatura și tensiunea finală.

Caracteristicile de descărcare. În general, o baterie poate fi descărcată fără a se defecta pentru orice valoare a curentului electric, atât timp cât descărcarea nu se continuă până când bateria este complet descărcată. Prin descărcarea la o valoare constantă a curentului electric, tensiunea inițială va fi dependentă de viteza de descărcare și de caracteristicile normale ale celulei. Pe măsură ce descărcarea continuă, tensiunea bateriei va scădea treptat timp de 70 – 80 % din intervalul total de timp. Apoi, are loc descărcarea completă care se produce foarte rapid.

Caracteristicile de încărcare. Bateriile de acumulatoare pot fi încărcate cu viteze diferite, dar fără evacuarea excesivă de gaze. Alt aspect ce trebuie luat în considerare este reprezentat de viteza de încărcare care să nu se reflecte într-o valoare a tensiunii mai mare de 2,4 V [36].

Utilizarea metodelor convenționale de testare pentru evaluarea caracteristicilor bateriei de acumulatoare și obținerea de performanțe superioare în condiții de operare complexe presupune un efort semnificativ de cercetare. Modelele bateriilor de acumulatoare urmăresc simularea caracteristicilor reale ale acestora și sunt utilizate pentru a estima comportamentul lor în condiții variabile de încărcare/descărcare. Modelele bateriilor de acumulatoare sunt utile în proiectarea sistemelor alimentate cu baterii de acumulatoare pentru că fac posibilă analiza descărcării/încărcării acestora independent de sistemul pe care îl alimentează.

În prezent, niciunul dintre aceste modele nu are o acuratețe completă și nu consideră toți factorii de care depind performanțele bateriei de acumulatoare, neexistând un model care estimează cu exactitate comportamentul acestui echipament de stocare a energiei. Caracterul complex al proceselor, chimice în special, ce apar în timpul ciclurilor de încărcare/descărcare complică modelarea unor baterii de acumulatoare.

Factorii care afectează comportamentul bateriei de acumulatoare sunt:

Starea de încărcare;

Capacitatea de stocare a bateriei;

Viteza de încărcare/ descărcare;

Temperatura;

Vârsta – durata de viață.

Principalele mărimi care caracterizează bateria de acumulatoare sunt:

Rezistența internă – rezistența electrică totală în curent continuu a bateriei de acumulatoare care este încărcată și în stare de funcționare.

Rezistența internă a acidului și a electrozilor;

Capacitatea bateriei de acumulatoare C – calculată folosind relația lui Peukert [39], în care I reprezintă curentul de descărcare al bateriei [A], k – constanta lui Peukert pentru fiecare model de baterie, iar t – timpul efectiv de descărcare al bateriei [ore].

Tensiunea de încărcare și tensiunea în circuit deschis / starea de încărcare relativă.

1.4.4.1. Modelul Shepherd (Modelul Rint)

Modelul Shepherd [40] este cel mai utilizat model în simulările dezvoltate atât pentru baterii de acumulatoare, cât și pentru vehiculele electrice hibride. Acest model descrie procesele electrochimice în funcție de tensiunea și curentul electric. Modelul Shepherd este utilizat prin considerarea ecuației lui Peukert pentru determinarea tensiunii la bornele bateriei și a stării de încărcare.

, (1.29)

unde:

este tensiunea la bornele bateriei [V];

– tensiunea în circuit deschis la bornele bateriei atunci când bateria este complet încărcată [V];

– rezistența internă a bateriei [Ω].

– rezistența de polarizare [Ω].

Q – capacitatea bateriei [Ah].

I – valoarea curentului electric [A].

f – fracțiunea extrasă din baterie (capacitatea extrasă din baterie raportată la capacitatea bateriei complet încărcate Q0).

. (1.30)

Dacă bateria este încărcată complet, atunci f tinde la 0, cu o valoare mare a rezistenței de polarizare. Dacă bateria este descărcată, atunci valoarea lui f crește și, în consecință, valoarea rezistenței de polarizare scade.

Shepherd a utilizat în cercetările sale valori reduse, dar constante ale curenților electrici de descărcare. Modelul Shepherd urmărește determinarea punctului minim de descărcare (începând cu acest punct, valoarea tensiunii la borne scade foarte rapid). În cazul autovehiculelor electrice, bateriile de acumulatoare nu sunt utilizate la niveluri de descărcare atât de profunde. Unnewehr și Nasar [42] recomandă simplificarea modelului Shepherd după cum urmează:

. (1.31)

Relația (1.31) nu poate fi corectă: dacă Ki este rezistență electrică, produsul Kif nu este o tensiune! Dupa cum știu eu, Unnewehr și Nasar au notat cu Ki un coeficient determinat experimental. Nu este rezistența de polarizare. Cred că ar trebui notat altfel în relațiile (31) și (32). Bibliografia [42] nu se referă la Unnewehr și Nasar !

În cazul bateriei de acumulatoare în circuit deschis, sau în absența sarcinii, tensiunea la borne devine:

. (1.32)

Unnewehr și Nasar definesc în continuare rezistența internă echivalentă:

, (1.33)

unde:

este rezistența internă totală a unei baterii de acumulatoare încărcate complet;

– constantă experimentală.

Această relație urmărește modelarea rezistenței interne în funcție de starea de încărcare a bateriei de acumulatoare.

Dacă se consideră , atunci curentul electric de descărcare se obține din relația:

, (1.34)

respectiv,

. (1.35)

Soluțiile ecuației (1.35) vor fi:

. (1.36)

Atunci când bateria de acumulatoare se află în ciclul de încărcare, curentul electric de încărcare se obține din relația:

. (1.37)

Dacă se consideră , atunci curentul electric de încărcare se obține din expresia:

, (1.38)

respectiv,

. (1.39)

Soluțiile ecuației (1.39) vor fi:

. (1.40)

Modelul care permite determinarea tensiunii la borne în funcție de curentul electric de încărcare/descărcare pentru o baterie de acumulatoare a fost implementat prin intermediul programului software LabVIEW. În Figura 1.31, respectiv Figura 1.32, sunt indicate diagramele dezvoltate pentru modelarea bateriilor de acumulatoare pe durata ciclurilor de descărcare și încărcare. Se observă faptul că pentru analiza proceselor de descărcare și a proceselor de încărcare, au fost utilizate relațiile (1.29) și (1.30). S-a notat cu Q0 capacitatea bateriei complet încărcate. S-a considerat rezistența electrică internă a bateriei de acumulatoare Ri egală cu 0,015 Ω. S-au determinat grafic variațiile tensiunii pe durata de descărcare și pe durata de încărcare precum și variația în timp a fracțiunii f a sarcinii electrice a bateriei.

Fig. 1.31. Diagrama dezvoltată pentru modelarea bateriilor de acumulatoare pe durata ciclurilor de descărcare cu ajutorul programului software LabVIEW.

Fig. 1.32. Diagrama dezvoltată pentru modelarea bateriilor de acumulatoare pe durata ciclurilor de încărcare cu ajutorul programului software LabVIEW.

De văzut de unde este relația Q=Q0( Q0/abs(I)/10)k-1 ; nu este dimensională și nu variază !

Tensiunea la bornele bateriei obținută în baza modelului Shepherd este reprezentată grafic în Figura 1.33 și respectiv, în Figura 1.34.

Fig. 1.33. Variația tensiunii la bornele bateriei pe durata ciclului de descărcare pentru

un curent electric de descărcare de 0,8 A.

Fig. 1.34. Variația tensiunii la bornele bateriei pe durata ciclului de încărcare pentru

un curent electric de încărcare de 0,8A.

Variația fracțiunii extrase din baterie f obținută în baza modelului Shepherd este reprezentată grafic în Figurile 1.35 și 1.36. Se observă că la finalul ciclului de descărcare, valoarea factorului f este aproximativ 1, astfel că bateria este complet descărcată. Pentru o baterie complet încărcată, valoarea factorului f tinde la 0.

Fig. 1.35. Variația fracțiunii extrase din baterie f pe durata ciclului de descărcare pentru

un curent electric de descărcare de 0,8A.

Fig. 1.36. Variația fracțiunii extrase din baterie f pe durata ciclului de încărcare pentru

un curent electric de încărcare de 0,8A.

Ulterior, s-a dezvoltat un model suplimentar de baterie, reprezentat în Figura 1.37, care permite atât determinarea tensiunii la borne, cât și valoarea curentului electric de ieșire.

Fig. 1.37. Diagrama dezvoltată pentru modelarea bateriilor de acumulatoare

cu ajutorul programului software LabVIEW.

1.4.5. Implementarea modelelor matematice dezvoltate în cadrul unei microrețele mixte de mici dimensiuni

În acest capitol, este realizată modelarea unei microrețele de mici dimensiuni monofazate cu ajutorul programului LabVIEW. Microrețeaua, reprezentată în Figura 1.38, a fost implementată prin integrarea modelelor dezvoltate aferente surselor regenerabile de energie (panouri fotoelectrice, instalație eoliană), a elementelor de stocare, dar și a utilizatorilor. Astfel, a fost luată în considerație o rețea care cuprinde o sursă eoliană (partea superioară a modelului, o sursă PV (partea centrală a modelului), o baterie de acumulatoare pentru stocarea energiei electrice (partea inferioară a modelului) și legătura cu rețeaua electrică publică. A fost considerată sarcina totală, prin componentele sale sarcina standard și sarcina prioritară (partea superioară a schemei). Au fost afișate puterea disponibilă și energia electrică utilizată.

Interfața grafică a programului, reprezentată în Figura 1.39, este constituită din 4 secțiuni:

Secțiunea de stabilire a parametrilor meteorologici aferenți regiunii geografice în care este amplasată microrețeaua.

Secțiunea de identificare și stabilire a atât a elementelor componente ale microrețelei, cât și a sarcinii ce trebuie asigurate.

3. Secțiunea de afișare a valorilor pentru puterile generate de sursele regenerabile de energie, a pierderilor de putere, a puterii generate sau absorbite de baterii, dar și a puterii injectate sau extrase din rețeaua electrică de interes public.

4. Secțiunea de reprezentare grafică a variației în timp pentru parametrii meteorologici, dar și pentru puterile generate.

Secțiunea corespunzătoare stabilirii parametrilor meteorologici caracteristici regiunii geografice în care este amplasată microrețeaua oferă posibilitatea de inserare a iradiației solare, a temperaturii mediului ambiant și a vitezei vântului în amplasament.

Cea de-a doua secțiune permite stabilirea numărului de panouri fotoelectrice amplasate în serie, respectiv paralel, a caracteristicii P(v) (dependenței puterii unei instalații eoliene de viteza vântului) și a capacității de stocare a energiei electrice produse din surse regenerabile.

Fig. 1.38. Diagrama dezvoltată pentru modelarea unei microrețele de mici dimensiuni cu ajutorul programului LabVIEW [46].

Fig. 1.39. Interfața grafică a aplicației dezvoltate pentru modelarea și simularea

unei microrețele de mici dimensiuni cu ajutorul programului LabVIEW.

Principiul de funcționare a microrețelei dezvoltate are în vedere alimentarea utilizatorilor cu energie electrică produsă de sursele regenerabile disponibile. Bateriile au rolul de a acumula surplusul de energie produs de microrețea și de a completa necesarul de energie, în cazul în care sursele disponibile nu îl pot asigura. Microrețeaua oferă posibilitatea funcționării în regim interconectat cu Sistemul Electroenergetic Național. Astfel, surplusul de energie electrică produsă în cadrul microrețelei (rezultat după alimentarea utilizatorilor și încărcarea bateriilor) este injectat în rețeaua electrică de interes public. Similar, conexiunea la SEN permite și completarea necesarului de energie din microrețea.

În modelul dezvoltat, reprezentat în Figura 1.40, s-au considerat deasemenea pierderile de putere și anume:

Pierderile în linii și conductoare – pierderi dependente de sarcină (prin efect Joule), unde (pentru o rețea monofazată):

; (1.41)

Pierderile în dispozitivele electronice de putere.

Alte tipuri de pierderi.

Diagrama utilizată pentru determinarea pierderilor de putere conform relației 1.41 este reprezentată în Figura 1.40.

Fig. 1.40. Diagrama dezvoltată pentru modelarea și simularea pierderilor de putere în cadrul unei microrețele de mici dimensiuni cu ajutorul programului LabVIEW.

CAPITOLUL 2

ESTIMAREA PROBABILITĂȚII DENSITĂȚII DE ENERGIE PRODUSE PRIN UTILIZAREA DISTRIBUȚIEI WEIBULL

2.1. VITEZA VÂNTULUI ȘI DISTRIBUȚIA ENERGIEI. RELAȚIA EXISTENTĂ ÎNTRE VITEZĂ ȘI PUTERE

Instalațiile eoliene utilizează energia cinetică a vântului prin intermediul unui rotor format din două sau mai multe pale cuplat mecanic cu generatorul electric. Turnul instalației eoliene susține nacela și rotorul, acestea fiind amplasate astfel încât producția de energie să fie maximizată. Mai multe instalații eoliene pot fi localizate în același amplasament în scopul constituirii unei centrale electrice eoliene sau a unei microrețele. În acest sens, amplasamentele ce prezintă valori superioare și constante ale vitezei vântului furnizează o producție mai mare de energie pe parcursul anului [47].

Eficiența unei instalații eoliene depinde de o multitudine de parametri: viteza vântului, constanța vitezei și direcției vântului, eficiența turbinei eoliene, randamentul generatorului electric, randamentul echipamentelor electronice de conversie [47].

Energia cinetică a masei de aer m care se deplasează cu viteza V se obține din relația:

. (2.1)

Puterea fluxului de aer în mișcare este determinată de derivata în timp a energiei cinetice. Rezultă:

, (2.2)

Dacă:În relațiile (2.1) și (2.2) fost utilizate notațiile:

P – puterea mecanică a masei de aer aflate în mișcare [W];

ρ – densitatea aerului, [kg/m3];

A – aria descrisă de palele rotorului, m2;

V – viteza vântului, m/s,

Dacă debitul volumetric este egal cu A·V, debitul masic al aerului, în kg/s este ρ·A·V, iar puterea neperturbată a maselor de aer este dată de:

. (2.3)

Se observă că mărimea care afectează cel mai mult energia fluidului este viteza care intervine în formulă la puterea a treia (această energie nu poate fi extrasă integral). Rezultă ca factor determinant, amplasarea instalației eoliene într-un loc în care viteza medie anuală a vântului este cât mai mare, dar mai mică decât 25m/s.

Comparația între două amplasamente cu potențial energetic eolian se realizează pe baza energiei eoliene specifice, exprimată în [W/m2] și raportată la aria descrisă de palele rotorului, în [m2]. Este deasemenea menționată ca densitatea de putere a amplasamentului, și se obține din [47]:

. (2.4)

Puterea reală extrasă de palele rotorului este egală cu diferența dintre puterea eoliană din amonte și cea din avalul rotorului:

, (2.5)

în care:

P0 este puterea mecanică extrasă de rotor (puterea la ieșirea turbinei);

V – viteza vântului în amonte față de palele rotorului;

V0 – viteza vântului în aval față de palele rotorului;

În sens general, viteza vântului este discontinuă de la valoarea V la valoarea V0 în "planul" descris de palele rotorului în sensul macroscopic. Prin urmare, debitul masic de aer prin palele rotative este determinat prin înmulțirea densității cu viteza medie a vântului [47].

Rezultă:

. (2.6)

Puterea mecanică extrasă de rotor, care acționează generatorul electric, este:

. (2.7)

Relația (2.7) se poate scrie sub forma:

. (2.8)

Puterea extrasă de palele rotorului este exprimată sub forma unei componente a puterii eoliene din amonte:

, (2.9)

în care:

. (2.10)

Conform teoriei lui Betz, se cunoaște că pentru o turbină eoliană funcționând într-un curent liber de aer (respectiv pentru o turbină cinetică funcționând într-un curent de apă), factorul de putere este dat deasemenea de relația (2.11):

. (2.11)

În condiții reale, factorul de putere Cp este mai mic decât valoarea teoretică deoarece sunt incluse și pierderile aerodinamice și mecanice de energie ale instalației.

Se presupune un rotor eolian tip elice amplasat într-un curent de aer ce are viteza v1 infinit amonte și viteza v2 infinit aval, reprezentat în Figura 2.1 [12]. (anterior viteza amonte a fost notată cu V iar viteza aval cu V0 ; poate ar fi bine ca să se păstreze notațiile !. Deoarece este un alt mod de prezentare a problemei anterioare, cred că în 2.1…2.11 se poate înlocui V cu v, V cu v1 și V0 cu v2 . Altfel pare o ruptură în prezentare.

Fig. 2.1. Viteza curentului de aer amonte și aval de rotor [12].

Din geometria tubului de curent, știind că ariile A1 < A < A2 și luând în considerare legea de continuitate a debitului de aer: , se dovedește că extragerea energiei de instalația eoliană din vânt se realizează cu o pierdere de energie cinetică deoarece v1 > v > v2 .

Din teorema impulsului, forța axială exercitată de rotorul eolian asupra aerului în mișcare are valoarea absolută dată de relația:

[N] , (2.12)

unde Q este debitul volumic, în m3/s.

Puterea absorbită de rotorul turbinei eoliene pentru o viteză v a vântului a acestuia este (puterea nu se măsoară în J):

[J] . (2.13)

Deoarece puterea rotorului este egală cu variația de energie cinetică a masei de aer, în unitatea de timp ΔEc, antrenată de rotor, respectiv (relația 2.14 nu poate fi corectă, energia nu poate fi egală cu puterea! .

, (2.14)

se obține expresia vitezei medii a fluxului de aer în lungul instalației eolienerotorului:

, (2.15)

iar expresia forței axiale și puterea corespunzătoare acestei forțe vor fi (de verificat expresia pentru P ; cred că este (v1+v2)

și . (2.16)

Considerând viteza vântului în amonte de rotor v1 constantă, pentru a determina puterea maximă pe care turbina eoliană o extrage din curentul de aer, se derivează puterea în raport cu viteza în aval v2 și se obține:

. (2.17)

Maximul puterii se va obține la , ceea ce conduce la , iar puterea maximă rezultă:

. (2.18)

Coroborând relația (2.11) cu (2.18) se obține factorul de putere maxim Cpmax la care puterea extrasă de turbina eoliană este maximă, respectiv , ceea ce înseamnă că oricât de perfecționat este rotorul unei instalații eoliene, puterea maximă calculată cu formula lui Betz nu poate fi depășită, iar nivelul de extragere a energiei din curentul de aer nu poate depăși 59,259% [12].

Pe de altă parte, din relațiile de mai sus, la putere maximă viteza medie a fluxului de aer în lungul instalației eoliene rotorului este și aria rotorului se poate exprima ca , iar relația (2.18) devine:

, (2.19)

adică energia maximă transformată de un rotor de turbină eoliană este 8/9 din energia cinetică a masei de aer care traversează rotorul [12].

Interacțiunea dintre curentul de aer și rotorul turbinei eoliene este exprimată prin forța axială F a fluxului de aer. Înlocuind în relația (2.12) viteza rotorului v, se obține:

, (2.20)

unde Δp este diferența de presiune amonte și aval de rotor, în Pa.

Din relația de mai sus, se obține variația presiunii curentului de aer la trecerea prin turbina eoliană:

. (2.21)

Teoria lui Betz este valabilă atât pentru turbinele cu ax orizontal, cât și pentru cele cu ax vertical. Aceasta evidențiază faptul că o instalație eoliană, prevăzută cu un singur rotor, poate prelua, teoretic, maxim 59,3% din puterea disponibilă a vântului, respectiv, o turbină cinetică poate prelua maxim 59,3% din puterea disponibilă a curentului de fluid. În cazul instalațiilor eoliene prevăzute cu două rotoare, având același diametru, factorul de putere Cp, va avea o valoare maximă egală cu 64% , ceea ce înseamnă că turbina va putea prelua 64% din puterea curentului de aer [32],[48].

După cum rezultă din relația (2.9), puterea la ieșirea turbinei variază liniar cu aria descrisă de rotor:

, (2.22)

în care D este diametrul turbinei (dublul lungimii palelor).

Deasemenea, puterea dezvoltaă aceasta variază liniar cu densitatea aerului , și în același timp cu presiunea și temperatura aerului conform legii gazelor:

, (2.23)

în care:

p este presiunea aerului;

T – temperatura aerului pe scara absolută;

R – constanta universală a gazului ideal.

Densitatea aerului la nivelul mării (Hm=0, p=101 kPa) este egală cu 1,225 kg/m3. Prin utilizarea acestei valori drept referință, ρ este corectat în funcție de valorile specifice ale temperaturii și presiunii amplasamentelor. Atât temperatura, cât și presiunea variază cu altitudinea. Efectul acestora asupra densității aerului rezultă din următoarea relațieecuație, care este valabilă pentru înălțimi de până la 6000 m [47]:

, (2.24)

în care Hm reprezintă înălțimea amplasamentului în m.

Modelele globale ale repartiției resurselor de vânt sunt obținute pe baza încălzirii neregulate și a mișcării de rotație a Pământului. Masa de aer cald se ridică aproape de Ecuator, iar masa de aer aflată la suprafață se deplasează pentru a înlocui aerul care se ridică. Ca urmare, se produc două zone principale a modelelor eoliene globale [47].

2.2. DISTRIBUȚIA VITEZEI VÂNTULUI. DISTRIBUȚIA DE PROBABILITATE WEIBULL

Având în vedere că în expresia puterii, valoarea vitezei vântului este utilizată la puterea a treia, aceasta furnizează cele mai importante informații, necesare pentru evaluarea potențialului energetic al unui amplasament vizat. Viteza vântului nu este constantă pentru niciun amplasament, aceasta fiind influențată de sistemul meteorologic, de terenurile locale, dar și de înălțimea la care este situată turbina eoliană față de suprafața solului. Viteza variază pe parcursul unui minut, oră, zi, sezon sau an. Prin urmare, viteza medie anuală trebuie să fie mediată pentru o perioadă de 10 sau chiar mai mulți ani. O astfel de medie pe termen lung crește exactitatea în evaluarea potențialului energetic pentru un amplasament. Cu toate acestea, măsurătorile pe termen lung au prețuri ridicate, iar cele mai multe proiecte trebuie să se deruleze pe perioade mult mai reduse. În aceste cazuri, pentru estimarea vitezei medii anuale a vântului pe termen lung, în cazul amplasamentului vizat, măsurătorile pe termen scurt (de exemplu, pe durata unui an) sunt comparate cu cele ale unui amplasament din apropiere care a beneficiat de înregistrarea datelor pe termen lung. Această metodă poartă denumirea de tehnica „măsurării, corelării și predicției” (MCP) [47].

Deoarece viteza vântul variază în funcție de mai mulți parametri (în special soare și cele 4 anotimpuri), modelul global al repartiției resurselor de vânt se repetă în general pe parcursul perioadei de un an. Amplasamentele eoliene sunt caracterizate, de obicei, de vitezele măsurate, mediate pentru fiecare lună calendaristică. Variațiile vitezei vântului pe parcursul unei perioade pot fi descrise de funcția distribuției de probabilitate. Acestea sunt caracterizate cel mai corect de funcția distribuției de probabilitate Weibull h, prin intermediul a 2 parametri:

Parametrul de formă k.

Parametrul de scală c.

Densitatea de probabilitate ca viteza vântului că fie egală cu V în orice interval de timp este dată de următoarea relație [47]: (viteza vântului a fost notată cu v!)

pentru . (2.25)

Pentru reprezentarea grafică a funcției aferentă densității de probabilitate, h este reprezentat prin comparație cu v pentru o perioadă de timp aleasă, unde:

. (2.26)

Din definiția funcției de densitate de probabilitate, rezultă că probabilitatea ca viteza vântului să se afle în intervalul (0;∞) pe parcursul perioadei respective, este egală cu 1:

. (2.27)

Dacă se optează pentru o perioadă de timp egală cu un an, apoiși se exprimă funcția densității de probabilitate în funcție de numărul de ore dintr-un an, atunci:

(2.28)

Unitatea de măsură pentru parametrul h este exprimată în ore pe an pe metru/secundă. Astfel, valoarea ecuației (2.27) devine 8760 (numărul total de ore din an) [47].

În Figura 2.2, este reprezentată grafic viteza vântului în funcție de valoarea densității de probabilitate h pentru diferite valori ale parametrului de formă k. Curba, pentru care k=1, prezintă o înclinație puternică, cele mai multe zile fiind lipsite de vânt, în timp ce curba, pentru care k=5, este caracterizată de o distribuție normală (distribuție Gauss). În cazul celei din urmă, numărul de zile cu vânt puternic este egal cu numărul de zile cu viteză redusă a vântului. Curba centrală cu valoarea parametrului k=1,5 reprezintă o distribuție uzuală întâlnită în cele mai multe amplasamente.

Fig. 2.2. Funcția densității de probabilitate pentru diferite valori ale parametrului de formă „k” [51].

Pentru această distribuție, cele mai multe zile prezintă valori ale vitezei vântului inferioare vitezei medii, în timp ce doar câteva zile sunt caracterizate de viteze superioare în comparație cu viteza medie. Valoarea parametrului k determină forma curbei, prin urmare, poartă denumirea de "parametru de formă".

Distribuția Weibull cu valoarea parametrului k = 1 se numește distribuție exponențială
și se utilizează, în general, în cadrul studiilor de fiabilitate. Pentru o valoare a parametrului k>3, distribuția Weibull se pretează distribuției normale (distribuția normală de forma unui clopot).

În cazul celor mai multe amplasamente, viteza vântului prezintă o distribuție Weibull cu valoarea parametrului k = 2, cunoscută sub denumirea de distribuție Rayleigh.

Rezumând caracteristicile pentru funcția distribuției de probabilitate Weibull, rezultă:

k = 1 pentru o distribuție exponențială. Astfel, unde , unde c este factorul de scară.

k = 2 pentru distribuția Raileigh. Astfel, .

k = 3 pentru o distribuție normală.

Pentru estimarea probabilității de generare a puterii generate, se utilizează în principal valorile vitezei și ale direcției vântului.

Se definesc următorii parametri relativ la viteza vântului:

Viteza caracteristică reprezintă viteza corespunzătoare vârfului funcției de distribuție, respectiv viteza vântului în cea mai mare parte a intervalului studiat.

Viteza medie în intervalul studiat este reprezentată de suprafața totală aflată sub curba h – v, integrată de la v = 0 la ∞, și raportată la numărul total de ore din interval (8760 ore pentru un an). Viteza medie anuală este definită ca fiind viteza medie ponderată și anume:

. (2.29)

Dacă se consideră valori uzuale ale parametrilor c și k (valabile pentru cele mai multe amplasamente), expresia integralei poate fi aproximată prin următoarea funcție Gamma:

, (2.30)

în care valoarea funcției este dependentă de factorul de formă adoptat.

În cazul distribuției Rayleigh, pentru care parametrul k = 2, funcția Gamma poate fi aproximată în continuare cu:

. (2.31)

Relația (2.31) reprezintă o formă simplificată a expresiei existente între parametrul de scară c și vmed, care poate fi utilizată cu o precizieexactitate acceptabilă. De exemplu, cele mai multe amplasamente sunt caracterizate prin intermediul vitezei medii a vântului. În acest caz, parametrul c va avea valoarea Rezultă o distribuție Rayleigh a amplasamentului, definită în funcție de vitezele medii înregistrate ale vântului:

. (2.32)

În acest sens, măsurarea vitezei și direcției vântului va indica condițiile de funcționare ale viitoarei instalații eoliene. Se evidențiază astfel necesitatea și utilitatea monitorizării parametrilor meteorologici și în special, a parametrilor vântului în zona de amplasare a unei instalații eoliene. Această activitate (monitorizarea unui ciclu) este impusă pentru instalațiile eoliene realizate din surse financiare atrase, împrumuturi bancare (bancabilitate).

Sistemul de monitorizare trebuie să respecte cât mai mult condițiile de montaj ale instalației eoliene viitoare: amplasare, înălțime, vecinătăți. Dacă în cazul instalațiilor solare, deplasările de ordinul kilometrilor nu afectează producția de energie electrică, în cazul instalațiilor eoliene, modificările de poziție foarte reduse sunt deasemenea importante.

În urma analizei unor amplasamente potențiale, localitatea Topraisar, din Județul Constanța, a fost stabilită ca amplasament optim pentru instalația de monitorizare a parametrilor meteorologici, Figura 2.3, și pentru cea eoliană, respectiv pentru configurația de microrețea propusă în Capitolul 1. Monitorizarea parametrilor meteorologici este necesară pentru realizarea prognozei de energie electrică și ulterior pentru dimensionarea și proiectarea microrețelei.

Fig. 2.3. Sistemul destinat monitorizării parametrilor meteorologici în amplasament

(Localitatea Topraisar, jud. Constanța).

2.3. DETERMINAREA DENSITĂȚII DE PROBABILITATE A VITEZEI VÂNTULUI ȘI A CURBEI DE DENSITATE DE PROBABILITATE WEIBULL

Instalația meteorologică menționată monitorizează și înregistrează următorii parametri:

Viteza minimă a vântului.

Viteza medie a vântului.

Viteza maximă a vântului.

Abaterea standard a fluctuațiilor vitezei instantanee a vântului în jurul vitezei medii.

Direcția vântului.

Valorile medii ale intensităților radiației solare.

Valorile medii ale temperaturii.

În scopul măsurării valorilor vitezei vântului, a fost utilizat un anemometru prevăzut cu cupe datorită gradului înalt de fiabilitate a acestora. Această soluție este considerată standard pentru astfel de aplicații.

Un parametru important pentru funcționarea instalației eoliene este reprezentat de direcția vântului și constanța direcției acestuia deoarece influențează în mod direct randamentul instalației eoliene. Se motivează astfel adăugarea la instalația de monitorizare și a unui dispozitiv de măsurare a direcției vântului.

În condițiile în care mediul în care va funcționa instalația eoliană trebuie cunoscut în sensul stabilirii materialelor și soluțiilor tehnice, măsurarea influenței acestor parametri asupra performanțelor turbinei eoliene, necesită în platforma de măsurare un dispozitiv pentru măsurarea temperaturii și un dispozitiv pentru măsurarea radiației solare globale.

Ca traductor de viteză a vântului, s-a selectat anemometrul profesional MAX40+. Domeniul temperaturilor de lucru este -5…+65°C (fără încălzire) și umiditate 0-100%. Viteza de start este de 0,35m/s. Anemometrul MAX40+ a fost achiziționat cu certificat de calibrare cu o incertitudine de măsurare de 0,1m/s. Eroarea maximă este de 0,01 m/s până la viteza de 25 m/s.

Ca traductor de direcție a vântului, s-a achiziționat dispozitivul DIR21+. Acesta este adaptat unor viteze de până la 70 m/s, și măsoară direcția vântului pe 360° cu incertitudine de ±3°.

Traductorul pentru măsurarea radiației solare (piranometrul) este de tipul Vantage Pro 6450. Acesta măsoară radiația solară globală ca sumă a radiației directe și a radiației difuze. Consola calculează și afișează direct radiația solară. Domeniul temperaturilor de lucru este -40…+65°C, iar răspunsul spectral este între 400…1800 nm. Domeniul de măsurare este 0…1000 W/m2 cu o rezoluție de 1 W/m2 și o incertitudineexactitate de 5%. Incertitudinea datorată temperaturii este de 0,12%/°C.

Traductorul pentru măsurarea temperaturii este de tip termistor. Incertitudinea măsurării este de 0,1°C. Domeniul de măsurare este de -80…+150°C și are o sensibilitate de -4%/°C la 25 °C.

Dataloggerul EKO21N-IP achiziționează datele preluate de senzori, realizează prelucrarea acestora, memorează și transmite informațiile la distanță. Dataloggerul achiziționat EKO21N-IP este prevăzut cu conexiune wireless la internet prin GPRS. Controlul și prelucrarea se realizează prin intermediul programului software EKO21N.

Monitorizarea parametrilor meteorologici, conform [2], a fost realizată în perioada 22.11.2012 – 17.07.2013, la un interval de 10 minute.

În Figura 2.4, se prezintă un extras din înregistrările obținute cu sistemul de monitorizare amplasat la Topraisar, județul Constanța, în perioada 21.11.2012 – 03.12.2012.

Fig. 2.4. Variația vitezei vântului la Topraisar, în perioada 21 noiembrie – 03 decembrie 2012.

Este de precizat că s-au înregistrat valori maxime ale vitezei vântului extrem de ridicate, de până la 25m/s, în data de 3 decembrie 2012, așa cum se poate observa din Figura 2.5.

Fig. 2.5. Variația vitezei vântului în data de 03 decembrie 2012.

În continuare s-a realizat estimarea probabilității energiei produse prin utilizarea funcției aferente Distribuției Weibull din toolboxul programului software Matlab. În Anexa 1, se prezintă secvența programului dezvoltat.

Inițial, estimarea energiei s-a realizat pentru o valoare a factorului de putere Cp egală cu 0,59 (valoare valabilă pentru o instalație eoliană cu un singur rotor).

În Figura 2.6, se evidențiază densitatea de probabilitate obținută pentru vitezele înregistrate. Au fost reprezentate grafic atât datele măsurate, cât și datele estimate, și în același timp, afișate valorile parametrilor c și k; pentru intervalul studiat, c = 4,6 și k = 1,83. Valoarea parametrului de formă k sugerează o distribuție uzuală pentru majoritatea amplasamentelor studiate, în care cele mai multe zile sunt caracterizate de valori ale vitezei vântului inferioare vitezei medii a amplasamentului, în timp ce doar câteva zile sunt caracterizate de viteze superioare în comparație cu viteza medie.

Fig. 2.6. Densitatea de probabilitate pentru datele măsurate (în cazul unei valori a factorului de putere egală cu 0,59). Aproximarea datelor măsurate prin intermediul distribuției Weibull.

În Figura 2.7, este reprezentată variația densității aerului în funcție de temperatură. Se observă că densitatea aerului scade odată cu creșterea temperaturii. Această variație se remarcă în Figura 2.7, având consecințe asupra erorii obținute. Valoarea maximă a erorii rezultate, atunci când în cadrul simulărilor realizate nu este considerată dependența densității aerului în funcție de temperatură, ci o valoare impusă a acesteia, conform Figurii 2.8, este egală cu ≈ 14%.

Fig. 2.7. Variația densității aerului în funcție de temperatură.

Fig. 2.8. Eroarea obținută atunci când nu se consideră dependența

densității aerului în funcție de temperatură.

În Figura 2.9, este redată variația puterii ce poate fi extrasă în amplasamentul considerat în funcție de temperatură și viteza vântului. Se observă că puterea maximă se obține în cazul valorilor cele mai ridicate ale vitezelor vântului și celor mai scăzute valori ale temperaturii.

Fig. 2.9. Variația puterii extrase în funcție de temperatură și viteza vântului (Cp = 0,59).

În Figura 2.10 se evidențiază variația densității de probabilitate zilnice a vitezei vântului în funcție de datele măsurate. Rezultă că probabilitatea maximă este asociată vitezei caracteristice a amplasamentului (vmp = 2,9824 m/s).

Fig. 2.10. Variația densității de probabilitate zilnice în funcție de viteza vântului și datele măsurate.

Din Figura 2.11, rezultă că energia specifică maximă a amplasamentului (Emax) nu se obține pentru valoarea cea mai probabilă a vitezei vântului (viteza caracteristică a amplasamentului), vmp = 2,9824 m/s, ci în cazul valorii vitezei vântului vem = 6,89 m/s. Probabilitatea vitezei medii a vântului este egală cu 6,83% în comparație cu probabilitatea vitezei caracteristice egale cu 17%. Energia specifică totală, reprezentată de aria localizată sub grafic și calculată prin utilizarea distribuției Weibull, este egală cu 2104,31 Wh/m2/zi, în timp ce aceeași energie calculată prin utilizarea vitezei medii a vântului, vmed = 4,4210 m/s, este egală cu 1249,18 Wh/m2/zi. În urma analizei setului de date măsurate, rezultă că energia specifică totală obținută prin considerarea acestora este egală 3408,43 Wh/m2/zi.

Fig. 2.11. Distribuția energiei generate în funcție de viteza vântului (Cp = 0,59).

CAPITOLUL 3

REALIZAREA UNUI SISTEM DE MANAGEMENT ENERGETIC (EMS) DESTINAT FUNCȚIONĂRII INSULARIZATE SAU INTERCONECTATE A UNEI MICROREȚELE CU SEN

3.1. ANALIZA CERINȚELOR ȘI A OBIECTIVELOR PRIORITARE AFERENTE SISTEMELOR DE MANAGEMENT ENERGETIC DESTINATE FUNCȚIONĂRII UNEI MICROREȚELE

Integrarea surselor de generare distribuite și a diferitelor receptoare în cadrul rețelei electrice de distribuție introduce probleme unice pentru gestionarea și controlul microrețelelor care sunt aplicate și rezolvate prin intermediul sistemului de management energetic. Astfel, un sistem de management energetic destinat funcționării unei microrețele poate să difere semnificativ de sistemele de management corespunzătoare sistemelor electroenergetice convenționale [53].

Managementul sistemelor de energie electrică la care sunt conectate surse regenerabile a devenit o preocupare a operatorilor de rețea de distributie (DSO – Distribution System Operator) și a operatorilor de transport și de sistem (TSO – Transmission System Operator), pentru a asigura siguranța în funcționare, securitatea alimentării cu energie electrică și optimizarea din punct de vedere economic a funcționării sistemului [11].

Managementul energetic, are ca principal obiectiv asigurarea utilizării raționale și eficiente a energiei, în scopul maximizării profitului prin minimizarea costurilor energetice. Obiectivele secundare, rezultate în urma aplicării unui sistem de management energetic, se referă la:

• creșterea eficienței energetice și reducerea necesarului de energie, în scopul reducerii costurilor;

• dezvoltarea și utilizarea permanentă a unui sistem de monitorizare a energiei utilizate, raportarea energiei utilizate și dezvoltarea unor strategii specifice de optimizare a energiei utilizate;

• asigurarea siguranței în alimentare a instalațiilor energetice [54].

Managementul surselor regenerabile de energie conectate la Sistemul Electroenergetic Național integrează aspecte tehnice, aspecte legale/de reglementare și aspecte manageriale ale proceselor din SEN. Toate acestea au drept obiectiv funcționarea sistemului electroenergetic în condiții de maximă siguranță și de eficiență economică, precum și asigurarea securității alimentării cu energie electrică a utilizatorilor și funcționarea economică și profitabilă a agenților economici, deținători ai surselor regenerabile [11].

Pentru buna funcționare a unei microrețele, strategiile de management energetic își dovedesc utilitatea prin reglarea puterilor generate de fiecare sursă distribuită, cât și a tensiunii și frecvenței în cadrul acestora [55].

Planificarea economică a unităților de producere a energiei joacă un rol esențial în managementul energetic destinat funcționării insularizate sau interconectate a unei microrețele cu SEN. Stocarea energiei reprezintă o componentă principală a sectorului energetic (inclusiv cel al surselor regenerabile de energie), datorită necesității de a stoca energie în perioadele de gol a graficului de sarcină în scopul utilizării energiei în perioadele de vârf de sarcină [56].

3.1.1. Analiza condițiilor de conectare la rețeaua electrică de interes public pentru sursele regenerabile de putere mică

Standardul SR EN 50438/2013 [55] specifică cerințele tehnice pentru funcțiile de protecție și capabilitățile funcționale ale instalațiilor de micro-generare, concepute pentru a funcționa în paralel cu rețele electrice publice de distribuție, de joasă tensiune.

Acest standard european se aplică indiferent de sursa primară de energie a instalațiilor de micro-generare, în care micro-generarea se referă la echipamente cu valori nominale ale curenților electrici de până la 16 A pe fază inclusiv, monofazate sau polifazate de 230/400 V sau polifazate de 230 V (tensiune nominală între faze).

Standardul SR EN 50438/2013 este inclus în Ordinul nr. 29/2013 privind modificarea și completarea Normei tehnice – Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene.

În funcție de experiența operatorilor de rețea și de caracteristicile tehnice ale grupurilor, sunt utilizate diferite valori de setare a protecțiilor de minimă/maximă frecvență privind micro-generatoarele ditr-o rețea electrică activă. Valorile utilizate de operatori sunt asociate timpilor maximi de intervenție, existând o bandă largă de valori, de la 200 ms până la 2 s, de la 49,5 la 47 Hz pentru minimă frecvență, și de la 50,5 la 52 Hz pentru maximă frecvență. Cu cât valorile de consemn sunt stabilite astfel încât protecția să fie mai sensibilă, cu atât este mai mică probabilitatea apariției insularizării neintenționate, dar crește probabilitatea unei deconectări accidentale a grupului generator [11], [55].

O atenție sporită se acordă deconectării neintenționate și, prin urmare, în unele țări sunt stabilite valori ale parametrilor protecțiilor de până la 47 Hz. Deconectarea unuia sau mai multor generatoare de putere mare (sau o separare a sistemului sincronizat) ar putea conduce la un deficit de generare. Dacă toate microgeneratoarele sunt deconectate din cauza frecvenței minime, situația se poate înrăutăți, fiind astfel afectată stabilitatea sistemului [11], [55].

În România, norma tehnică „Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene”, aprobată prin Ordinul nr. 51/2009 [56], modificată și completată prin Ord. 29/2013 [57] și Ord. 63/2014 [59] stabilește condițiile de deconectare ale centralelor electrice eoliene dispecerizabile (CEED) și grupurilor generatoare eoliene (GGE) la variații ale frecvenței și tensiunii în punctul de conectare [11].

Astfel, CEED trebuie să aibă capacitatea să funcționeze continuu pentru frecvențe cuprinse în intervalul 47,5 52 Hz și să rămână conectate la rețeaua electrică pentru frecvențe cuprinse în intervalul 47,0 – 47,5 Hz timp de minimum 20 de secunde. Dacă valoarea frecvenței ajunge la o valoare mai mare de 52 Hz, CEED este deconectată, condițiile de repunere în funcțiune fiind stabilite de către operatorul de transport și sistem [11].

Grupurile generatoare trebuie să rămână în funcțiune la variații ale frecvenței în domeniul 49,5 47,5 Hz. La scăderea frecvenței sub 49,5 Hz se admite o reducere liniară a puterii active disponibile, proporțională cu abaterea frecvenței [11].

În ceea ce privește tensiunea, CEED trebuie să aibă capacitatea să funcționeze continuu la o tensiune în punctul de conectare în domeniul 0,90 1,10·Un, iar GGE trebuie să rămână în funcțiune la variații de tensiune în domeniul 0,90 – 1,10·Un. În România, CEED trebuie să aibă capacitatea să rămână conectate la rețeaua electrică atunci când se produc variații de frecvență având viteza de până la 0,5 Hz/s, iar GGE trebuie să rămână în funcțiune la variații de frecvență cu viteza de până la 0,5 Hz/s [11].

În cazul centralelor electrice fotoelectrice, norma tehnică „Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice” aprobată prin Ordinul nr. 30/2013 [59] stabilește condițiile de deconectare ale centralelor electrice fotoelectrice la variații ale frecvenței și tensiunii în punctul de conectare. Mai precis, centralele electrice fotoelectrice dispecerizabile trebuie să aibă capacitatea să rămână conectate la rețea și să funcționeze continuu pentru frecvențe cuprinse în intervalul 47,5 52 Hz. Dacă frecvența ajunge la o valoare mai mare decât 52 Hz, se admite ca CEFD să fie deconectată. În ceea ce privește tensiunea, CEFD trebuie să aibă capacitatea să funcționeze continuu la o tensiune în punctul comun de conectare în domeniul 0,90 1,10·Un. În România, CEFD trebuie să rămână conectate la rețeaua electrică și să funcționeze continuu atunci când se produc variații de frecvență având viteza de până la 1 Hz/s [11].

3.1.2. Analiza caracteristicilor tensiunii în rețelele de distribuție publice

Standardul SR EN 50160/2011 [60] definește și prezintă principalele caracteristici ale tensiunii în punctele de conectare a utilizatorilor la rețelele de distribuție de joasă și de medie tensiune, în condiții normale de funcționare. Acest standard descrie valorile sau limitele în cadrul cărora caracteristicile tensiunii urmează să se afle pe ansamblul rețelei electrice publice de distribuție [60].

EN 50160 furnizează principalii parametrii ai tensiunii și banda de abatere admisibilă în punctul comun de conectare al unui utilizator conectat la o rețea de distribuție publică de joasă tensiune (JT) sau medie tensiune (MT), în condiții normale de funcționare. În acest context, nivelul de JT are în vedere faptul că valoarea efectivă nominală a tensiunii între faze nu trebuie să depășească 1000 V, iar nivelul de MT impune o valoare efectivă nominală a tensiunii între faze este între 1 kV și 35 kV [61].

În Tabelul 3.1, sunt incluse principalele cerințe cu privire la variația frecvenței și a tensiunii de alimentare conform standardului SR 50160/2011 [60].

Tabelul 3.1. Cerințe cu privire la variația frecvenței și a tensiunii de alimentare [60],[62].

Trebuie subliniat faptul că la funcționarea insularizată a microrețelei nu pot fi obținuți aceiași indicatori de calitate ca în cazul rețelei electrice publice având în vedere raportul relativ redus între puterea de scurtcircuit în rețea și puterea unui receptor din aceeași rețea. Nivelurile pentru indicatorii de calitate pentru microrețele sunt în studiu, în afara indicatorilor pentru frecvență și pentru tensiune care sunt indicați în tabelul 3.1, pentru sistemul public și pentru un sistem izolat.

3.2. ANALIZA OPERATIVITĂȚII MICROREȚELEI PROIECTATE PENTRU DIVERSE SCENARII DE FUNCȚIONARE

3.2.1. Stabilirea cerințelor impuse în funcționarea microrețelei

Pentru a asigura limitarea poluării mediului ambiant datorită energiei generate de sursele convenționale de energie pentru alimentarea cu energie electrică a utilizatorilor, rețelele electrice trebuie să devină active, permițând integrarea noilor tehnologii bazate pe surse regenerabile de energie, existente local [63]. În viitor, sistemul electroenergetic va fi împărțit între producția centralizată și producția distribuită. Astfel, s-a constatat necesitatea realizării unei microrețele cu funcționare interconectată sau insularizată care să faciliteze integrarea surselor de generare locală, distribuită într-un sistem fizic. Deasemenea, dezvoltarea noilor surse de energie și înglobarea acestora sub forma microrețelelor, va permite alimentarea cu energie electrică a unor zone izolate, precum insule sau zone montane, inaccesibile pentru rețelele electrice clasice.

Modelul conceptual de microrețea destinată alimentării cu energie electrică din surse regenerabile, dezvoltat în cadrul Capitolului 1, a avut în vedere următoarele cerințe:

Microrețeaua proiectată, având structură mixtă include mai multe tipuri de surse de energie care asigură continuitatea în alimentarea cu energie electrică a beneficiarului, și oferă acestuia un grad înalt de securitate energetică.

Microrețeaua proiectată oferă posibilitatea de extindere a rețelei fără modificări ale echipamentului existent.

Microrețeaua proiectată oferă posibilitatea de conectare la rețeaua electrică publică și respectiv funcționarea interconectată cu acesta.

Microrețeaua proiectată oferă posibilitatea stocării energiei electrice produse în vederea securității și autonomiei energetice.

În Capitolul 3 se prezintă realizarea unui sistem de management energetic (EMS) aferent modelului proiectat de microrețea. Acesta include un sistem de conversie a energiei eoliene, sisteme de conversie a energiei fotoelectrice și sisteme de stocare a energiei.

Astfel, acest capitol este destinat dezvoltării unui algoritm de management inteligent al energiei ce urmează a fi implementat pe unitatea de control a microrețelei dezvoltate.

Modelul de microrețea realizat cuprinde următoarele tipuri de elemente componente: surse distribuite de energie, stocare distribuită, surse de back-up a energiei produse, utilizatori critici de energie (care nu admit întreruperi în alimentarea cu energie electrică) și standard (admit întreruperi în alimentare), dar și o unitate de control ce comunică cu toate componentele. Utilizatorii standard ce pot fi considerați în modelul conceptual de microrețea realizat includ iluminatul general, încălzirea electrică locală, dar și prizele electrice generale. Receptoarele critice includ următoarele servicii esențiale: procese tehnologice care induc costuri inacceptabile la întrerupere, iluminatul de siguranță sau sistemele de alarmă și siguranță [65].

Caracteristicile principale ale sistemului de management energetic ce urmează a fi realizat constau în:

Posibilitatea de rulare pentru orice configurație practică a microrețelei, aceasta putând fi adaptată conform cerințelor fiecărui beneficiar.

Posibilitatea de implementare a opțiunii de stocare a energiei în perioada cu cost redus și injectarea acesteia în rețeaua electrică de interes public în perioadele cu cost ridicat. Această strategie este utilizată în mod curent, existând totuși posibilitatea ca în anumite cazuri să nu fie eficientă din punct de vedere economic din cauza limitărilor furnizate de echipamentele de stocare. Totodată, există riscuri în furnizarea de energie către utilizatorii critici.

Asigurarea și menținerea unei rezerve de energie.

Posibilitatea de conectare sau deconectare a surselor de back-up care nu sunt în general reprezentate de sursele regenerabile de energie, și în consecință dispun de energie limitată și/sau la un preț neavantajos. În acest caz, decuplează utilizatorii în funcție de prioritatea acestora.

Posibilitatea de estimare a puterii disponibile, care în lipsa elementelor de stocare, se realizează prin monitorizarea surselor primare de energie (soare, vânt).

Posibilitatea de implementare a rețelei electrice publice în modelul dezvoltat de microrețea sub forma unei surse de back-up, de utilizator în regim de sarcină de descărcare sau ambele.

Fig. 3.1. Modelul conceptual de microrețea.

Pentru realizarea obiectivului acestui capitol, s-a particularizat modelul conceptual de microrețea prezentat în Figura 3.1 astfel încât să corespundă cerințelor beneficiarului.

În acest sens, microrețeaua dezvoltată include surse de energie fotoelectrice (PV) și un generator eolian (Eol), acumulatoare pentru stocarea energiei (Bat), conexiune la rețeaua electrică de distribuție de joasă tensiune și implicit la rețeaua electrică publică (SEN), utilizatori și sarcină de descărcare (Sarc și Sarc p pentru excesul de producție). Configurarea conexiunii microrețelei la SEN se poate face fie pentru a injecta în SEN surplusul de energie, fie pentru a folosi SEN ca sursă de back-up în perioadele în care condițiile meteorologice nu sunt favorabile producerii de energie electrică din surse regenerabile.

Unitatea de control, precum și comunicarea cu celelalte echipamente nu este necesară funcționării de bază a microrețelei, aceste decizii fiind luate pe baza măsurării directe a puterilor (curenților electrici) de către fiecare invertor în parte. Totuși, dacă această comunicare există, se poate realiza un management eficient al energiei.

În cadrul diagramei dezvoltate pentru modelarea și simularea unei microrețele de mici dimensiuni cu programul LabVIEW, prezentată în Capitolul 1, au fost inserate butoane de tip boolean, pentru a reprezenta starea de conectare (conectat, deconectat) aferentă surselor de generare distribuită, a elementelor de stocare, a utilizatorilor de energie electrică, dar și pentru evidențierea funcționării insularizate sau interconectate a unei microrețele cu SEN.

În Figura 3.2, este redată starea activă a componentelor microrețelei și a controlului microrețelei. În acest sens, se are în vedere comanda optimă a microrețelei în funcție de necesarul de putere, stocarea și distribuția energiei produse. Soluția propusă asigură un sistem de management energetic eficient prin integrarea capacităților de producție și optimizarea cererii de energie. Integrarea acestor capacități este posibilă și în cazul în care acestea nu sunt conectate la rețeaua electrică de interes public.

Fig. 3.2. Selectarea stării de conexiune a componentelor și a controlui microrețelei.

Modelul dezvoltat de microrețea, reprezentat în Figura 3.3, este funcțional inclusiv în absența unui sistem de management energetic, dar nu dispune de decizii automate în ceea ce privește controlul componentelor microrețelei.

Fig. 3.3. Diagrama actualizată pentru modelarea și simularea unei microrețele de mici dimensiuni cu programul LabVIEW.

3.2.2. Testarea microrețelei proiectate pentru diverse scenarii de funcționare

În continuare, se propun următoarele scenarii de funcționare:

1. Scenariul I de funcționare. Atât sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice), sistemele de stocare a energiei produse, cât și conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune sunt disponibile. Acest scenariu de funcționare implică variația parametrilor meteorologici pe durata simulării funcționării microrețelei. Astfel, variația vitezei vântului și respectiv variația radiației solare se reflectă în producția de energie eoliană/solară și implicit în surplusul de energie injectat în rețeaua electrică de interes public. Pentru acest caz, se utilizează un pas de calcul dt t = 30 s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60 (în ce se măsoară acest play spd ? la ce folosește?). După cum se observă din Figura 3.4, este posibilă asigurarea integrală a sarcinii din producția de energie din surse regenerabile și, în același timp, este menținută încărcarea completă a bateriilor. În urma alimentării bateriilor și utilizatorilor cu energie electrică, surplusul de energie disponibilă va fi injectat în rețeaua electrică de interes public (Pretea = 1,0758 kW; Energ = 0,830 kWh). Deasemenea, sunt considerate și calculate inclusiv pierderile de putere (în linii și conductoare și respectiv, dispozitivele electronice de putere): Pdsp pv, Pdsp eol, Pdsp bat. Acestea sunt determinate în baza unor valori aferente lungimii conductoarelor din microrețea L [m] și ale secțiunii acestora S [mm2].

Pentru scenariul I de funcționare, se consideră 3 momente de timp la care parametrii meteorologici variază și anume: t1 – momentul în care are loc scăderea iradiației solare, t2 – momentul în care are loc scăderea vitezei vântului în amplasament și t3 – momentul în care are loc revenirea radiației solare la valoarea inițială. Aceste momente sunt stabilite în raport cu un caroiaj de 10 minute al interfeței grafice.

Se observă că în momentul t1 = 60 minute, instalația fotoelectrică își reduce puterea generată de la 23,29 kW la 20,24 kW datorită reducerii iradiației solare de la 1000 W/m2 la 900 W/m2. Până la momentul t1 nu apare necesar transferul de energie din rețeaua electrică publică. Din acest moment, puterea generată în microrețea scade și apare necesar un aport de energie din rețeaua publică. În momentul t2 = 110 minute, viteza vântului scade de la 12 m/s la 8,67 m/s și deci puterea generată se reduce astfel fiind necesară creșterea aportului de energie din rețeaua electrică. În momentul t3 = 160 minute, valoarea iradiației solare revine la 1000 W/m2 și în consecință, puterea generată de panourile fotoelectrice revine la 23,29 kW. Devine astfel necesar transferul surplusului de energie în rețeaua electrică publică (Pretea = 1,07 kW).

2. Scenariul II de funcționare. Atât sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice) cât și sistemele de stocare a energiei produse sunt disponibile. Conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune nu este activă. Acest scenariu de funcționare implică variația parametrilor meteorologici pe durata simulării funcționării microrețelei. Astfel, variația radiației solare se reflectă în producția de energie solară și implicit în necesarul de energiei electrică. Pentru acest caz, se utilizează un pas de calcul dt t = 20 s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60. După cum se observă din Figura 3.5, este posibilă asigurarea integrală a sarcinii din producția de energie din surse regenerabile și, în același timp, încărcarea completă a bateriilor. În urma alimentării bateriilor și utilizatorilor cu energie electrică, nu va exista surplus de energie. În condițiile în care acesta va fi semnificativ, surplusul va fi utilizat prin conectarea unor utilizatori suplimentari. Deasemenea, sunt considerate inclusiv pierderile de putere (în linii și conductoare și respectiv, dispozitivele electronice de putere): Pdsp pv, Pdsp eol, Pdsp bat.

Pentru scenariul II de funcționare, se consideră un singur moment de timp la care parametrii meteorologici variază și anume: t1 – momentul în care are loc creșterea iradiației solare. Acest moment este stabilit în raport cu un caroiaj de 1 minut al interfeței grafice.

Astfel, în momentul t1 = 30 minute instalația fotoelectrică crește valoarea puterii generate de la 20,36 kW la 23,13 kW datorită creșterii iradiației solare de la 800 W/m2 la 1000 W/m2. Pe durata simulării, se asigură încărcarea completă a bateriilor, observându-se astfel din Figura 3.5, că surplusul de energie produs în microrețea este direcționat către încărcare acestora (Pbat = 554,64 W) cu un curent electric de încărcare Ibat = 4 A.

3. Scenariul III de funcționare. Atât sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice), cât și conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune sunt disponibile. Nu sunt disponibile sistemele de stocare a energiei produse. Acest scenariu de funcționare implică variația parametrilor meteorologici pe durata simulării funcționării microrețelei. Astfel, variația vitezei vântului și respectiv variația radiației solare se reflectă în producția de energie eoliană/solară și implicit în surplusul de energie injectat în rețeaua electrică de interes public. Pentru acest caz, se utilizează un pas de calcul dt t = 20 s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60. După cum se observă din Figura 3.6, este posibilă asigurarea integrală a sarcinii din producția de energie din surse regenerabile. În urma alimentării utilizatorilor cu energie electrică, surplusul de energie disponibilă va fi injectat în totalitate în rețeaua electrică de interes public (Pretea = 3,8684 kW; Energ = 0,921 kWh). Deasemenea, sunt considerate inclusiv pierderile de putere (în linii și conductoare și respectiv, dispozitivele electronice de putere): Pdsp pv, Pdsp eol, Pdsp bat. Se observă că în aceste condiții variația puterii pentru bateriile disponibile este nulă.

Pentru scenariul III de funcționare, se consideră 3 momente de timp la care parametrii meteorologici variază și anume: t1 – momentul în care are loc creșterea iradiației solare, t2 – momentul în care are loc creșterea vitezei vântului în amplasament și t3 – momentul în care are loc scăderea temperaturii. Aceste momente sunt stabilite în raport cu un caroiaj de 1 minut al interfeței grafice.

Se observă că în momentul t1 = 50 minute instalația fotoelectrică crește puterea generată de la 20,36 kW la 26,28 kW datorită creșterii valorii iradiației solare de la 800 W/m2 la 1000 W/m2. Până la momentul t1, este necesar transferul de energie din rețeaua electrică publică. Din acest moment, puterea generată în microrețea crește și nu mai este necesar un aport de energie din rețeaua publică. Se modifică astfel sensul transferului de energie, surplusul fiind injectat de această dată în rețeaua de distribuție de joasă tensiune. În momentul t2 = 110 minute, viteza vântului crește de la 5 m/s la 12 m/s și în consecință crește și puterea generată de instalația eoliană de la 160 W la 1,08 kW. Crește astfel și surplusul de energie injectat în rețeaua de distribuție de joasă tensiune (Pretea = 3,86 kW). În momentul t3 =160 minute, are loc scăderea temperaturii de la 25 °C la 20 °C. Se observă că variația puterii injectate în rețeaua de distribuție de joasă tensiune este nesemnificativă în momentul t3 față de momentul precedent t2.

4. Scenariul IV de funcționare. Atât sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice), sistemele de stocare a energiei produse, cât și conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune sunt disponibile. Necesarul de energie este de această dată mai mare (Psarc + Psarc p = 50 kW) decât puterea furnizată de sursele regenerabile. Deoarece este de preferat ca energia stocată în baterii să fie injectată în rețeaua electrică de interes public în perioadele de vârf de sarcină, nu se dorește descărcarea bateriilor pentru alimentarea sarcinii. Acest scenariu de funcționare implică variația parametrilor meteorologici pe durata simulării funcționării microrețelei. Astfel, variația vitezei vântului și respectiv variația radiației solare se reflectă în producția de energie eoliană/solară și implicit în necesarul de energie preluat din rețeaua electrică de interes public. Pentru acest caz, se utilizează un pas de calcul dtt = 20 s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60. După cum se observă din Figura 3.7, este posibilă asigurarea integrală a sarcinii din producția de energie din surse regenerabile și rețeaua electrică de interes public. În timpul alimentării utilizatorilor cu energie electrică, necesarul de putere, respectiv energie preluat din rețeaua electrică de interes public va fi egal cu Pretea = 29,982 kW; Energ = 21,018 kWh). Deasemenea, sunt considerate inclusiv pierderile de putere (în linii și conductoare și respectiv, dispozitivele electronice de putere): Pdsp pv, Pdsp eol, Pdsp bat.

Pentru scenariul IV de funcționare, se consideră 4 momente de timp la care parametrii meteorologici variază și anume: t1 – momentul în care are loc creșterea iradiației solare, t2 – momentul în care are loc creșterea vitezei vântului în amplasament, t3 – momentul în care are loc scăderea temperaturii și t4 – momentul în care are loc scăderea iradiației solare. Aceste momente sunt stabilite în raport cu un caroiaj de 1 minut al interfeței grafice.

Se observă că în momentul t1 = 40 minute, instalația fotoelectrică crește puterea generată de la 20,36 kW la 26,28 kW datorită creșterii valorii iradiației solare de la 800 W/m2 la 1000 W/m2. Pe tot parcursul simulării scenariului IV de funcționare, este necesar transferul de energie din rețeaua electrică publică pentru alimentarea integrală a utilizatorilor (Psarc + Psarc p = 50 kW). În momentul t2 = 50 minute, viteza vântului crește de la 5 m/s la 12 m/s și în consecință crește și puterea generată de instalația eoliană de la 160 W la 1,08 kW). În momentul t3 = 80 minute, are loc scăderea temperaturii de la 25 °C la 20 °C. Se observă că variația puterii injectate în rețeaua de distribuție de joasă tensiune este nesemnificativă în momentul t3 față de momentul precedent t2. În momentul t4 = 160 minute, are loc scăderea iradiației solare de la 1000 W/m2 la 900 W/m2. Astfel, scade puterea generată de instalația fotoelectrică de la 26,28 kW la 22,99kW. Necesarul de energie pentru alimentarea sarcinii, preluat din rețeaua electrică de distribuție de joasă tensiune este egal cu Pretea = 28,98 kW.

5. Scenariul V de funcționare. Atât sistemele de stocare a energiei produse, cât și conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune sunt disponibile. Sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice) nu sunt disponibile. Acest scenariu de funcționare nu implică variația parametrilor meteorologici pe durata simulării funcționării microrețelei. Pentru acest caz, se utilizează un pas de calcul dt t = 20 s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60. După cum se observă din Figura 3.8, este posibilă asigurarea sarcinii din rețeaua electrică de interes public (Pretea = 19,779 kW; Energ = 3,4933 kWh). În acest scop, sunt utilizate și sistemele de stocare, pentru acest scenariu fiind de preferat ca energia din baterii să fie utilizată pentru alimentarea utilizatorilor și nu injectată în rețeaua electrică de interes public. Se consideră că la momentul de timp t1 =10 minute, are loc descărcarea bateriilor cu un curent electric Ibat = 4A în scopul alimentării sarcinii. Prin urmare, se observă că în acel moment are loc scăderea puterii preluate din rețeaua electrică publică. Deasemenea, sunt considerate inclusiv pierderile de putere (în linii și conductoare și respectiv, dispozitivele electronice de putere): Pdsp pv, Pdsp eol, Pdsp bat.

3.3. REALIZAREA SI TESTAREA SISTEMULUI DE MANAGEMENT ENERGETIC (EMS) DESTINAT FUNCȚIONĂRII INSULARIZATE SAU INTERCONECTATE A UNEI MICROREȚELE CU SEN

3.3.1. Stabilirea parametrilor necesari sistemului de management energetic

Algoritmul realizat vizează funcțiile de management energetic și se bazează pe modelul microrețelei electrice dezvoltate în care este inclusă unitatea de control. Astfel, pentru inițializarea acestuia, trebuie inserate informațiile cu privire la elementele componente după cum urmează:

Pentru sursele de producere a energiei, sunt necesare următoarele informații:

Portul – parametru pentru comunicare/monitorizare/comandă;

Puterea instalată;

Mărimea dependentă și factorul de conversie – pentru estimarea posibilității de generare a energiei;

Energia disponibilă;

Costul de producție per kWh.

Pentru utilizatori, sunt necesare următoarele informații:

Portul – parametru pentru comunicare /monitorizare /comandă;

Puterea instalată;

Prioritate – parametru care permite trierea utilizatorilor pentru diverse scenarii de funcționare;

Regim (fără întrerupere, permanent, sarcină de descărcare – conectată pentru injectarea surplusului de energie electrică);

Preț vânzare – prețul cu care este vândută energia către utilizator (dacă este cazul).

Pentru echipamentele destinate stocării energiei produse, sunt necesare următoarele informații:

Port;

Capacitate de stocare;

Cost stocare – cost estimativ per kWh în funcție de limitările metodei de stocare.

Parametrii sistemului de management energetic constau în:

LIM_SOC_SURSE – limita de încărcare a dispozitivelor de stocare sub care se conectează sursele de back-up;

LIM_SOC_SIGURANTA – limita de încărcare a dispozitivelor de stocare sub care utilizatorii standard se decuplează,

LIM_COST_SURSE – sursele cu cost ridicat sunt conectate doar în caz de necesitate,

PRAG_CASTIG – diferența de preț de la care începe injectarea de energie în rețea,

ALLOW_EMPTY_BAT – permite golirea rezervei de energie pentru profit maxim,

T_MEDIERE – timpul de mediere pentru măsurători. Acesta influențează unele valori ale timpului de reacție.

În Figura 3.9 se prezintă particularizarea modelului conceptual de microrețea, redat în Figura 3.1, pentru o microrețea care include surse regenerabile de energie.

Fig. 3.9. Modelul conceptual de microrețea particularizat.

În Anexa 2 se prezintă algoritmul dezvoltat pentru modelul conceptual de microrețea implementat și realizat cu programul LabView.

În Figurile 3.10, 3.11 și 3.12, sunt indicate secțiuni din diagrama dezvoltată cu programul LabVIEW pentru sistemul de management energetic (EMS) destinat funcționării insularizate sau interconectate a microrețelei cu SEN.

Fig. 3.10. Diagrama dezvoltată cu programul LabVIEW pentru sistemul de management energetic (EMS) destinat funcționării insularizate sau interconectate

a microrețelei cu SEN (I).

Fig. 3.11. Diagrama dezvoltată cu programul LabVIEW pentru sistemul de management energetic (EMS) destinat funcționării insularizate sau interconectate

a microrețelei cu SEN (II).

Fig. 3.12. Diagrama dezvoltată cu programul LabVIEW pentru sistemul de management energetic (EMS) destinat funcționării insularizate sau interconectate a microrețelei cu SEN (III).

În Figura 3.13, este indicată interfața grafică pentru sistemul de management energetic realizat. Este redată starea de conectare (conectat, deconectat) aferentă surselor de generare distribuită, a elementelor de stocare, a utilizatorilor de energie electrică, dar și pentru evidențierea funcționării insularizate sau interconectate a microrețelei cu SEN. Deasemenea este indicată starea de conectare a componentelor vectorului „ports”, rezultat prin utilizarea funcției BUILD ARRAY care a conectat în serie parametrii de comunicare/comandă ai fiecărui element [56]. Se observă dependența stării de conectare a fiecărei componente (elementele de tip boolean și elementele vectorului „ports”).

Se are în vedere inclusiv dependența existentă între cele două diagrame dezvoltate: cea a microrețelei realizate și cea aferentă sistemul de management energetic. Cea de-a doua diagramă este funcțională după efectuarea unei iterații complete a primei secțiuni.

3.3.2. Testarea sistemului de management energetic realizat pentru diverse scenarii de funcționare

Sistemul de management energetic realizat presupune adoptarea unor decizii în mod independent de deciziile unui potențial utilizator. Microrețeaua realizată este funcțională în absența sistemului de management, dar nu dispune de decizii automate care vizează gestiunea fluxurilor de energie sau acțiunile de conectare/deconectare a elementelor componente. În consecință, implică managementul energiei în vederea optimizării funcționării microrețelei, dar și al costului/profitului obținut de beneficiar. Astfel, pentru demonstrarea funcționalității acestui sistem, sunt indicate următoarele scenarii de funcționare, valabile pentru starea ON a acestuia (Enable management – ON).

1. Scenariul I de funcționare. Atât sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice), sistemele de stocare a energiei produse, cât și conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune sunt disponibile. Acest scenariu de funcționare implică variația parametrilor meteorologici pe durata simulării funcționării microrețelei. De asemenea, se utilizează un pas de calcul dt t = 40 s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60.

Pentru scenariul I de funcționare (fig. 3.14), se consideră 2 momente de timp la care parametrii meteorologici variază și anume: t1 – momentul în care are loc scăderea iradiației solare și t2 – momentul în care are loc creșterea iradiației solare. Aceste momente sunt stabilite în raport cu un caroiaj de 10 minute al interfeței grafice.

Se observă că în momentul t1 = 60 minute, instalația fotoelectrică scade puterea generată de la 26,28 kW la 20,36 kW datorită scăderii valorii iradiației solare de la 1000 W/m2 la 800 W/m2. Până la momentul t1 nu apare necesar transferul de energie din rețeaua electrică publică. Din acest moment, puterea generată în microrețea scade și apare necesar un aport de energie din rețeaua publică (Pretea = 911,5 W). În momentul t2 = 110 minute , are loc creșterea iradiației solare de la 800 W/m2 la 900 W/m2. Astfel, crește puterea generată de instalația fotoelectrică de la 20,36 kW la 23,28 kW. Nu mai este astfel necesar transferul de energie din rețeaua electrică publică, existând de această dată surplus de energie disponibilă ce urmează a fi injectat în rețea.

După cum se observă din Figura 3.14, este posibilă asigurarea integrală a sarcinii din producția de energie din surse regenerabile în intervalele (0;t1) și (t2;finalul simulării), și în același timp, este menținută încărcarea completă a bateriilor. În urma alimentării bateriilor și utilizatorilor cu energie electrică, surplusul de energie disponibilă va fi injectat în rețeaua electrică de interes public (Pretea = 1,6003 kW; Energ = 2,4859 kWh). Deasemenea, sunt considerate inclusiv pierderile de putere (în linii și conductoare și respectiv, dispozitivele electronice de putere). Se observă că sistemul de management decide utilizarea SEN drept utilizator de energie, surplusul de producție fiind injectat în rețeaua electrică publică.

2. Scenariul II de funcționare. Atât sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice), sistemele de stocare a energiei produse, cât și conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune sunt disponibile (fig. 3.15). Necesarul de energie pentru alimentarea utilizatorilor este de această dată mai mare (Psarc + Psarc p = 50 kW) decât puterea furnizată de sursele regenerabile. Acest scenariu de funcționare implică variația parametrilor meteorologici pe durata simulării funcționării microrețelei. De asemenea, se utilizează un pas de calcul dtt = 20s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60.

Pentru scenariul II de funcționare, se consideră 2 momente de timp la care parametrii meteorologici variază și anume: t1 – momentul în care are loc scăderea iradiației solare și t2 – momentul în care are loc creșterea vitezei vântului în amplasament. Aceste momente sunt stabilite în raport cu un caroiaj de 10 minute al interfeței grafice.

Se observă că în momentul t1 = 50 minute, instalația fotoelectrică scade puterea generată de la 26,28 kW la 20,36 kW datorită scăderii valorii iradiației solare de la 1000 W/m2 la 800 W/m2. Până la momentul t1, este necesar transferul de energie din rețeaua electrică publică pentru alimentarea integrală a utilizatorilor (Pretea = 27,11 kW). Din acest moment, puterea generată în microrețea scade și apare necesar un aport suplimentar de energie din rețeaua publică (Pretea = 32,15 kW). În momentul t2 = 110 minute, are loc creșterea vitezei vântului în amplasament de la 8 m/s la 12 m/s. Astfel, crește puterea generată de instalația eoliană de la 160 W la 1,08 kW. Astfel, pPuterea generată în microrețea crește și în consecință, scade transferul de energie din rețeaua electrică publică pentru alimentarea a utilizatorilor (Pretea = 31,24 kW).

După cum se observă din Figura 3.15, este posibilă asigurarea integrală a sarcinii din producția de energie din surse regenerabile și rețeaua electrică de interes public pe toate intervalele de timp. Sunt considerate de asemenea inclusiv pierderile de putere (în linii și conductoare și respectiv, dispozitivele electronice de putere). Se observă că sistemul de management decide utilizarea SEN drept sursă de generare a energiei, necesarul microrețelei fiind completat din rețeaua electrică publică.

3. Scenariul III de funcționare. Atât sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice), sistemele de stocare a energiei produse, cât și conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune sunt disponibile (fig. 3.16). Acest scenariu de funcționare nu implică variația parametrilor meteorologici pe durata simulării funcționării microrețelei. Se utilizează un pas de calcul dt t = 30s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60.

După cum se observă din Figura 3.16, la un moment de timp t1 = 70 minute, are loc descărcarea nedorită a bateriei în scopul alimentării utilizatorilor. Aceasta se descarcă până la o limită de siguranță impusă în cadrul sistemului de management realizat, egală cu 20% din capacitatea acesteia. Până la momentul t1, este necesar inclusiv transferul de energie din rețeaua electrică publică pentru alimentarea integrală a utilizatorilor (Pretea = 27,11 kW). La momentul t1, în care are loc descărcarea bateriei, necesarul de energie din rețeaua electrică publică va scădea la valoarea Pretea = 16,51 kW datorită transferului de energie din sistemele de stocare (Pbat = 10,567 kW).

Sistemul de management energetic sesizează descărcarea nedorită a bateriei și oprește descărcarea acesteia în momentul t2 = 130 minute, în care se atinge limita impusă. Astfel, în Figura 3.17, sunt reprezentate un nou ciclu de încărcare al sistemelor de stocare și asigurarea integrală a sarcinii din producția de energie din surse regenerabile și rețeaua electrică de interes public (Pretea = 27,66 kW, Ppv = 26,28 kW, Peol = 160 W).

Momentele t1 și t2 sunt stabilite în raport cu un caroiaj de 10 minute al interfeței grafice.

4. Scenariul IV de funcționare. Atât sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice) cât și sistemele de stocare a energiei produse sunt disponibile (fig.3.18). Acest scenariu de funcționare nu implică variația parametrilor meteorologici pe durata simulării funcționării microrețelei. Se utilizează un pas de calcul dtt = 20s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60. În Figura 3.18 se evidențiază lipsa conexiunii microrețelei cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune.

Sistemul de management energetic (EMS) evaluează inițial necesarul pentru alimentarea utilizatorilor (50 kW), sesizează ca nu există energie suficientă pentru asigurarea integrală a sarcinii și conectează utilizatorii critici (Sarc p), dar nu și pe cei standard (Sarc). După cum se observă din Figura 3.19, sistemul încearcă reconectarea acestora, dar alimentează doar sarcina critică (Sarc p).

În momentul t1 = 60 minute, în care conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune devine disponibilă, sistemul de management decide utilizarea acesteia ca sursă de generare a energiei, necesarul de energie fiind completat din rețeaua electrică publică (Pretea = 32,15 kW) (fig. 3.20). Astfel, sunt reconectati și ceilalți utilizatori (PSarc p = 40 kW). Momentul t1 este stabilit în raport cu un caroiaj de 10 minute al interfeței grafice.

5. Scenariul V de funcționare. Sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice) nu sunt conectate (fig.3.21). Sistemele de stocare a energiei produse, cât și conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune sunt disponibile. Se utilizează un pas de calcul dtt = 30 s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60. Sistemul de management energetic (EMS) sesizează că există disponibilitate a surselor regenerabile de energie (condiții meteorologice favorabile) și decide conectarea acestora în sensul diminuării necesarului de energie preluat din rețeaua electrică publică. Până la momentul inițial t1 = 10 minute, în care are loc conectarea surselor regenerabile de energie în cadrul microrețelei, transferul din rețeaua electrică publică pentru alimentarea integrală a utilizatorilor este Pretea = 50 kW. După cum se observă din Figura 3.21, ulterior, necesarul de putere, respectiv energie preluat din rețeaua electrică de interes public va fi egal cu Pretea = 32,155 kW; Energ = 4,645 kWh.

6. Scenariul VI de funcționare. Sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice), cât și conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune sunt disponibile (fig. 3.22). Utilizatorii nu sunt conectați. Se utilizează un pas de calcul dt t = 30s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60. În Figura 3.22 se evidențiază faptul că sistemele de stocare a energiei produse nu sunt disponibile. Sistemul de management energetic (EMS) sesizează lipsa conexiunii în cazul sistemelor de stocare și decide conectarea acestora. Deasemenea, datorită disponibilității conexiunii cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune, se adoptă și conectarea secvențială a utilizatorilor și implicit asigurarea integrală a sarcinii.

7. Scenariul VII de funcționare. Conexiunea cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune a microrețelei este disponibilă (Fig. 3.23). Sursele de generare distribuită (sistemul de conversie a energiei eoliene, sistemele de conversie a energiei fotoelectrice), sistemele de stocare a energiei produse și utilizatorii nu sunt conectați. Se utilizează un pas de calcul dt t = 30s, în care se consideră că toate mărimile se mențin constante, și o viteză de redare a fenomenelor simulate play spd = 60. După cum se observă din Figura 3.23, sistemul de management energetic (EMS) sesizează conexiunea cu rețeaua electrică publică și decide conectarea treptată a tuturor componentelor microrețelei datorită disponibilității rețelei de putere infinită.

CAPITOLUL 4

ANALIZA TEHNICO-ECONOMICĂ A UNEI MICROREȚELE PENTRU AMPLASAMENTUL CONSIDERAT

4.1. CONSIDERAȚII GENERALE

Atracția tot mai mare a investițiilor în sursele regenerabile de energie, înregistrată în ultimii ani, se datorează existenței unei forme relativ stabile de investiții de capital cu o rată ridicată de rentabilitate. Din păcate, regimul de schimbări planificate pentru politica de mediu în cadrul Uniunii Europene împreună cu legea energiei din România pot atrage consecințe de anvergură asupra sectorului energiei din surse regenerabile [11].

Rentabilitatea efectivă a unui proiect de surse regenerabile de energie depinde de o serie de factori care pot influența în mod semnificativ decizia finală cu privire la executarea sau nu a unui proiect. Ar trebui remarcat că numărul mare de variabile (atât în etapa de investiții, cât și în timpul exploatării unui parc cu surse regenerabile de energie) ar putea duce la o diversitate mare de soluții cu rentabilitate diferită [11].

Cheltuielile de investiții au o pondere importantă în adoptarea deciziei privind dezvoltarea unui proiect de surse regenerabile de energie. Investițiile într-un asemenea proiect implică o serie de cheltuieli tangibile și intangibile [11].

Structura vitezelor vântului sau a radiației solare, în funcție de amplasament, reprezintă factori esențiali în determinarea prețului de piață a unei surse regenerabile de energie, precum și pentru analiza randamentului unui proiect la momentul achiziției (variația vitezei medii a vântului cu 1 m/s poate avea un impact major asupra profitabilității). De asemenea, se menționează că evaluarea potențialului sursei regenerabile este hotărâtoare, dar această evaluare este un proces de lungă durată, ce poate ajunge la 10 ani [11].

O altă componentă importantă în estimarea costului unui proiect de surse regenerabile de energie o constituie accesul la infrastructură, respectiv, cu cât sursele se află mai departe de punctul de conectare la rețea, cu atât costurile de dezvoltare ale investiției vor fi mai ridicate, și în consecință, profitabilitatea va fi mai scăzută [11].

O centrală cu surse regenerabile de energie generează două tipuri de venituri:

− venituri din vânzări de energie electrică,

− venituri din vânzări de certificate verzi.

Rentabilitatea proiectelor de centrale bazate pe surse regenerabile de energie este substanțial afectată de schema de sprijin bazată pe certificate verzi. Prețul certificatelor depinde în principal de valoarea taxei de substituție și a condițiilor economice. În prezent, valoarea certificatelor verzi variază între 27 € și 55 €/ certificat. Lichiditățile din piața certificatelor verzi rezultă din obligația societăților care vând energie electrică clienților finali să achiziționeze și să răscumpere certificatele, în conformitate cu cotele de energie minime prevăzute din surse regenerabile, ca parte din vânzările totale de energie [11].

Trebuie remarcat faptul că producerea și vânzarea energiei sunt determinate de un număr mare de variabile, inclusiv condițiile reale de vânt, numărul de zile fără activitate,

nivelurile radiației solare, debitele de apă, termenii contractului de conectare și ai contractului de vânzare, precum și prețurile la energia electrică [11].

Costurile de mentenanță/exploatare ale centralelor cu surse regenerabile de energie după ce acestea devin operaționale trebuie luate în considerare la analiza profitabilității investiției [11].

Costurile de capital împrumutat (dobânzile la împrumuturile obținute) pentru a finanța construirea unui parc eolian au o pondere importantă în cadrul cheltuielilor financiare ale investitorului. Valoarea acestor costuri depinde, printre altele, de structura de finanțare, nivelul dobânzilor și a ponderii surselor de capital [11].

4.2. Aspecte teoretice privind analiza economică a unei investiții

4.2.1. Criterii de evaluare considerate pentru ierarhizarea soluțiilor de utilizare eficientă a energiei

Rentabilitatea centralelor bazate pe surse regenerabile este afectată nu numai de factori precum alegerea corectă a amplasamentului sau accesul la infrastructură, dar și de alegerea optimă a grupurilor energetice sau a panourilor fotoelectrice precum și de o mentenanță eficientă. În România, perioada medie de rentabilitate a capitalului investit, durata de recuperare (DR) variază între 9 și 13 ani. Cu toate acestea, duratele de recuperare a investiției pot diferi în mod semnificativ, în funcție de amploarea proiectului, tehnologia aplicată, amplasamentul proiectului și de alți factori [11].

De menționat faptul că în analiza profitabilității trebuie luate în considerare costurile legate de modernizare pe durata de viață a proiectului (care în medie este de 20 de ani) și de lichidare a centralei electrice de la sfârșitul perioadei de funcționare. Investitorii trebuie să ia în considerare condițiile economice actuale și viitoare și, în mod special, să urmărească schimbările legislative și tendințele care ar putea afecta în mod semnificativ atractivitatea investițiilor în domeniul surselor regenerabile de energie [11].

Funcția obiectiv a unei centrale bazată pe surse regenerabile (valabilă pentru toate tipurile, dar în mod special pentru sursele eoliene și solare, care au volatilitatea cea mai mare) este de creștere a profitabilității prin: creșterea producției (reale, dar prognozate, înainte de tranzacționare) și reducerea costurilor de producție (inclusiv cele penalizatoare de achiziționare a energiei electrice din piața de echilibrare, obținute prin prognozare corectă). Cele două direcții de acțiune de creștere a profitabilității sunt determinate de acuratețea prognozelor de producție, care au la bază mulți factori, dintre care se disting ca importanta factorii meteorologici [11].

În principiu, proiectele energetice au ca obiect și determină reducerea costurilor cu energia și/sau a celor aferente achiziționării resurselor energetice primare [66].

La utilizatorii finali de energie din economie, măsurile care pot antrena însemnate reduceri ale necesarului de energie, sunt:

Modernizarea proceselor tehnologice (prin intermediul unor instalații și echipamente cu un grad ridicat de eficiență energetică);

Trecerea de la combustibili inferior la combustibili superiori;

Extinderea recuperării și folosirii resurselor secundare de energie;

Integrarea surselor regenerabile de energie în procesele tehnologice;

Promovarea co-generării și tri-generării de mică și medie putere [66].

Criteriile de evaluare care permit ierarhizarea măsurilor privind utilizarea eficientă a energiei sunt următoarele :

Totalul economiilor de energie și financiare;

Costul total al investiției;

Valorile asociate unor indicatori economici, precum perioada de recuperare a investiției, rata internă de rentabilitate, valoarea netă actualizată etc.;

Beneficiile suplimentare (creșterea productivității);

Obligații;

Riscul de eșec (creșterea costului cu energia, obținerea economiilor preliminate etc.) [66].

O caracteristică principală a microrețelelor moderne constă în utilizarea surselor de generare distribuite. În continuare, se consideră ca surse deja existente aflate în componența microrețelei analizate, o serie de generatoare diesel / generatoare electrice pe gaz natural. Acestea permit aplatizarea graficului de sarcină și sunt utilizate în momentele în care în sistemele electroenergetice, există sarcini maxime. Prin aplatizarea graficului de sarcină, se crează potențialul de reducere a costurilor totale cu energia prin evitarea necesității de cumpărare a acesteia la prețuri maxime [67].

Motoarele cu ardere internă reprezintă deasemenea o tehnologie foarte matură și sunt caracterizate de un preț atractiv în comparație cu celelalte surse de generare existente pe piață [67].

În urma realizării modelului conceptual de microrețea (analiza condițiilor meteorologice din amplasament și a necesarului de energie pentru alimentarea utilizatorilor), se dorește analiza economică a microrețelei și a indicatorilor de fezabilitate / performanță a acesteia [67].

4.2.2. Studiul programelor destinate analizei economice și a performanței acestora

În continuare se prezintă analiza economică a unei microrețele prin utilizarea programului RETScreen [68]. Programul a fost elaborat pentru analize economice în diferite medii investiționale. În cadrul prezentei lucrări, RETScreen a fost utilizat datorită avantajelor pe care le oferă pentru simulările de fezabilitate economică a microrețelelor [67]. În tabelul 4.1, sunt prezentate informații comparative privind utilizarea diferitelor programe de analiză economică pentru studiul microrețelelor.

Tabelul 4.1. Sinteza programelor pentru analiza economică și a performanțelor acestora [69].

Din punct de vedere financiar, RETScreen reduce semnificativ costurile asociate identificării și evaluării proiectelor din domeniul energetic. Aceste costuri, care apar în etapele pre-fezabilității, fezabilității, dezvoltării și fabricării, pot constitui obstacole substanțiale în implementarea tehnologiilor privind obținerea de energie din surse regenerabile și de eficiență energetică. Prin aportul adus la depășirea acestor obstacole, RETScreen reduce costul punerii în practică a proiectelor și al desfășurării afacerilor cu energie din surse regenerabile [68].

RETScreen permite factorilor de decizie și experților în domeniu să decidă dacă un proiect de cogenerare, de eficiență energetică sau energie din surse regenerabile este coerent din punct de vedere financiar [68].

Factorii de decizie pot desfășura o analiză în cinci pași, care să includă analiza energetică, analiza costurilor, analiza emisiilor, analiza financiară, precum și analiza de risc [68].

Deoarece foarte multe proiecte includ și o componentă energetică, managerul energetic trebuie să dețină toate datele tehnice și economice care să îl ajute la luarea deciziei corecte privind justificarea investițiilor care trebuie realizate [70].

4.2.3. Definirea indicatorilor financiari aferenți unei investiții

Principalii indicatori financiari ai unei investiții, considerați în Capitolul 4, constau în:

Perioada de recuperare a investiției

Perioada de recuperare a investiției reprezintă intervalul de timp necesar recuperării capitalului investit într-un proiect. Aceasta se calculează ca raport între investiția inițială și economia anuală [70].

. (4.1)

Economia anuală = (Venituri Anuale Situație nouă – Cheltuieli Anuale Situație nouă) – (Venituri Anuale Situație de referință – Cheltuieli Anuale Situație de referință)

Condiția de acceptare a unei investiții are în vedere perioada de recuperare a acesteia. Perioada de recuperare trebuie să fie mai mică decât o perioadă stabilită de recuperare maxim admisă [70].

Un proiect este cu atât mai atractiv cu cât recuperarea capitalului investit este mai rapidă. Perioada de recuperare este o metodă simplă de analiză a investițiilor foarte utilizatã în practicã. Metoda prezintă însă mai multe dezavantaje:

– ignoră fluxurile de numerar rezultate după perioada de recuperare;

– nu consideră gradul de risc al proiectului (ci doar acea parte de risc care este legatã de timp) [70].

Valoarea Netă Actualizată (VNA)

Valoarea netă actualizată reprezintă valoarea obținută prin actualizarea tuturor intrărilor și ieșirilor de numerar atribuite proiectului, pe baza unei rate de actualizare aleasă. VNA reprezintă practic diferența între valoarea actualizată a economiilor rezultate în urma implementării proiectului și valoarea actualizată a investițiilor [70]. Se calculează conform relației (4.2), după cum urmează:

, (4.2)

unde:

Vt este valoarea veniturilor totale în anul t;

Ct – valoarea cheltuielilor totale în anul t;

It – investiția anuală corespunzătoare anului t;

T – perioada de analiză;

ra – rata de actualizare.

Toate plățile și încasările se consideră realizate la sfârșitul perioadei. Anul „0” reprezintă momentul investiției inițiale (începutul primei perioade de analiză). Condiția de acceptare a unei investiții constă într-o valoare netă actualizată pozitivă. Un proiect devine cu atât mai atractiv cu cât valoarea VNA este mai mare [70].

Rata Internă de Rentabilitate (RIR)

Rata internă de rentabilitate reprezintă valoarea ratei de actualizare necesare pentru ca intrările de numerar actualizate să egaleze ieșirile actualizate. Prin urmare, abordarea RIR constă în stabilirea ratei de actualizare pentru care valoarea netă actualizată este nulă [6]. Astfel, RIR se poate calcula conform relației (4.3):

. (4.3)

Condiția de acceptare a unei investiții este ca RIR să depășească o valoare stabilită anterior, dar superioară costului finanțării investiției care se dorește a fi realizată. Un proiect este cu atât mai atractiv cu cât RIR este mai mare [70].

4.3. Aspecte teoretice privind evaluarea incertitudinii în cazul unei investiții. Analiza SENSIBILITĂȚII și a riscului

Faza preliminară a studiilor de fezabilitate este caracterizată de incertitudini cu privire la parametrii de intrare ai analizei economice. Valorile eronate utilizate de beneficiar pentru acești parametri, pot afecta profitabilitatea proiectului de investiții [71].

4.3.1. Analiza sensibilității unei investiții

Analiza de sensibilitate a unei investiții ia în considerare faptul că valoarea indicatorilor de performanță este determinată de mai mulți factori [72]. Aceasta indică modul în care profitabilitatea proiectului se modifică în momentul în care doi parametri cheie de intrare variază simultan [71].

Analiza de sensibilitate constă în parcurgerea următoarelor etape [72]:

Identificarea factorilor determinanți cu privire la performanțele proiectului într-un scenariu normal (situație considerată de bază) – acesta considerându-se ca fiind “cea mai probabilă” situație;

Identificarea factorilor care s-ar putea modifica, stabilindu-se intervalul de variație;

Construirea a două scenarii posibile pentru fiecare dintre factori – scenariul favorabil (optimist) și nefavorabil (pesimist);

Analiza impactului fiecărui factor prin recalcularea indicatorilor de performanță aferenți proiectului în condițiile în care respectivul factor se află în scenariul favorabil/nefavorabil, toți ceilalți factori menținându-se la nivelul din scenariul normal;

Realizarea unei matrici aferente indicatorilor de performanță utilizați pentru aprecierea investiției, în care se vor integra valorile obținute prin modificarea fiecărui factor [72].

Programul RETScreen calculează sensibilitate Ratei Interne de Rentabilitate (RIR), anului în care cash-flowul devine pozitiv sau pe cea aferentă Valorii Nete Actualizate (VNA) [71].

4.3.2. Analiza riscului unei investiții

Definiția riscului și „transpunerea” acesteia într-un set viabil de indicatori este de maximă importanță pentru managementul riscului. Riscul se definește în general din punct de vedere al varianței veniturilor și implicit a profitului. Cu toate acestea, există și alte abordări ale riscului [73]. Intervalul, semi-varianța (numită și „downside risk”), durata (care măsoară expunerea la risc) și Valoarea la Risc (VaR, constând într-o măsură a riscului definită pe baza cuantilelor variabilelor aleatoare), [75], reprezintă criterii suplimentare [73]. Riscul asumat a fost definit în [75] pe de-o parte ca un pericol de pierdere (downside respectiv upside-risk), pierdere care poate fi cuantificată prin metodele „Value-at-Risk“, „Lower Partial Moments“ sau „Financial Mobility at Risk“ și pe de cealaltă parte ca o volatilitate, care poate fi cuantificată cu ajutorul varianței (σ(x)²), a abaterii medii pătratice (σ(x)) sau a factorului de risc (β) din MEAF – Modelul de Echilibru al Activelor Financiare. Astfel, Stone a prezentat în 1973, o gamă de măsuri pentru abordarea riscului care include cele mai multe dintre măsurile de risc empirice și teoretice [65]. Acestea sunt definite de relația (4.4):

, (4.4)

unde reprezintă deviația standard.

Parametrul A poate fi utilizat deasemenea pentru a defini semi-varianța sau alte măsuri posibile. Această clasă de măsuri de tratare a riscului este similară măsurii lui Fishburn (1977) [ ], utilizată pe scară largă în domeniile economic și cel al finanțelor și egală cu:

. (4.5)

Relația (4.5) include cazurile speciale ale varianței și semi-varianței, în care α și t reprezintă doi parametri utilizați pentru a evidenția atitudinea față de risc. Măsurările efective ale riscului sunt deasemenea foarte importante pentru managementul riscului financiar [73]. Astfel, în [76], [77], s-a încercat dezvoltarea unei definiții coerente și sistematizată a evaluării riscului, în conformitate cu domeniul de aplicare al produselor financiare și care să considere aspecte legate de:

Diversificare;

Utilizarea instrumentelor financiare derivate pentru managementul riscului;

Evaluarea opțiunilor reale;

Transferul și partajarea riscurilor (de exemplu în domeniul asigurărilor) [73].

Cu toate că VaR sau Valoarea la Risc este o măsură de evaluare a riscului aplicată la nivel global, aceasta nu satisface integral condițiile specificate în [76]. VaR reprezintă în principiu o măsură cuantilă a riscului, definind astfel anticiparea riscului care rezultă în urma posibilelor acțiuni negative de pe piață cu o probabilitate stabilită pe o perioadă de timp. Avantajele VaR constau în faptul că aceasta oferă o cifră pentru întregul portofoliu de active financiare, putând fi evaluată și aplicată de managerii de risc fără aptitudini tehnice [73].

În Figura 4.1, este reprezentată grafic valoarea la risc prin redarea variațiilor potențiale (și probabilistice) ale pachetelor de acțiuni pe parcursul unei perioade de timp specificate. Luând în considerare existența și apariția ocazională a unor evenimente nefavorabile și imprevizibile, evaluarea unei astfel de distribuții este dificilă în practică. Mai mult decât atât, riscurile pot rezulta dintr-o multitudine de surse independente care pot fi dificil de considerat în practică și ale căror efecte vor fi estimate în consecință. Sunt necesare activități de cercetare care să realizeze estimări superioare ale probabilității riscului în cadrul unei companii [73].

Fig. 4.1. Reprezentarea grafică a Valorii la Risc [73].

Valoarea relativ la Risc definește scăderea valorii de piață a unui portofoliu de active financiare, de-a lungul unei perioade T care este depășită cu o probabilitate 1 – PVaR. Astfel, VaR reprezintă probabilitatea ca profitul (pierderile), ξ, să se afle sub valoarea –VaR pe o perioadă de timp T:

, (4.6)

unde PT(.) reprezintă distribuția de probabilitate a veniturilor pe o perioadă (0, T). Pentru venituri normale, VaR este echivalentă cu utilizarea varianței în scopul unei măsuri de risc. Atunci când riscul este susceptibil unor evenimente rare și a unor pierderi semnificative, se pot utiliza distribuții de tip Weibull sau Frechet sau construi modele bazate pe simularea VaR. În cazul în care riscul devine recurent, VaR poate fi estimat prin utilizarea unor serii cronologice diacronice, în timp ce în cazurile noi, sunt necesare scenarii de simulare sau construcția unor modele teoretice [73].

Pentru realizarea experimentelor de simulare în vederea determinării valorilor unui indicator economic, este necesară o metodă specială care să permită generarea la întâmplare a valorilor pentru fiecare factor aleator care influențează indicatorul respectiv [79].

În ceea ce privește scenariile de simulare, tehnicile de tip Monte Carlo sunt foarte utilizate și, în același timp, ușor de aplicat. Cu toate acestea, simulările trebuie realizate cu atenție sporită. În cadrul simulărilor, se generează un număr mare de scenarii de piață care urmează aceeași distribuție de bază. Pentru fiecare scenariu, valoarea poziției este calculată și înregistrată. Rezultatele obținute în urma simulărilor generează distribuția de probabilitate pentru portofoliul de active financiare care mai apoi este utilizat pentru obținerea valorilor VaR. Utilizarea tehnicilor de simulare Monte Carlo prezintă avantaje evidente în comparație cu distribuțiile normale. Distribuțiile normale sunt obținute pe baza datelor istorice și a modelelor stohastice utilizate pentru interpretarea acestor date. Aceleași date istorice pot conduce totuși la valori VaR foarte diferite în condițiile unor modele statistice diferite. Tehnica de simulare Monte Carlo nu rezolvă aceste probleme, dar furnizează o gamă mai extinsă de modele și distribuții. În acest sens, principiul GIGO (garbage in, garbage out) trebuie întotdeauna înțeles pe deplin. Astfel, realizarea unui model de risc superior devine o sarcină dificilă care se axează atât pe experiența colectivului de cercetare, cât și pe o cunoștințele de statistică [73].

Metoda Monte Carlo este echivalentă cu metoda experimentelor statistice. În acest context, exactitatea metodei Monte Carlo se referă la frecvența relativă sau probabilitatea de apariție a unei valori a variabilei aleatoare simulate și la media valorilor respectivei variabile aleatoare [79].

Proprietățile metodei Monte Carlo constau în:

Exactitatea frecvenței relative sau a probabilității de apariție a unei valori a variabilei aleatoare.

Dacă, după n experimente, frecvența relativă de apariție a unei valori specificate este f* , atunci frecvența reală f ar putea avea orice valoare în intervalul [71]:

(4.7)

Media este o caracteristică a repartiției variabilei aleatoare simulate. În vederea utilizării acestei caracteristici în analizele economice sau pentru calculul unor indicatori economici de performanță, este important să se determine intervalul de încredere asociat mediei valorilor obținute prin simulare [79].

Dacă = media valorilor obținute după n experimente de simulare, media a variabilei V ar putea fi orice valoare în intervalul [79]:

(4.8)

Deoarece simularea proceselor economice reale presupune realizarea unui număr mare de experimente, utilizarea calculatorului este o necesitate.

Metoda Monte Carlo nu este recomandată pentru simularea unor procese în care apar valori cu probabilitate foarte mică deoarece, pentru obținerea unei exactități adecvate ar fi necesar un număr extrem de mare de experimente de simulare.

Exactitatea metodei Monte Carlo se poate estima cu un grad de încredere finit de 0,99 până la 0,997. De exemplu, se poate determina un interval pentru media unei variabile aleatoare simulate, cu nivelul de încredere de cel mult 0,997 [79].

Tehnologiile incluse în modelele proiectului RETScreen sunt exhaustive, cuprinzând atât surse curate de energie, tradiționale și ne-tradiționale, cât și surse și tehnologii de energie din surse convenționale. Eșantionarea acestor modele de proiect includ: eficiență energetică (de la marile unități industriale la locuințele individuale), încălzire și răcire (biomasă, pompe de căldură și încălzire solară, cu aer-apă), energie (incluzându-le pe cele din surse regenerabile precum cea solară, eoliană, a valurilor, geotermală etc., totodată și tehnologii convenționale precum turbine cu gaz-abur și motoare cu viteză de rotație variabilă) și combinația dintre energie termică și electrică (sau cogenerare) [69].

În aceste instrumente analitice sunt integrate complet: baze de date pentru produs, proiect, hidrologie și climă (ultima cu 6.700 amplasamente de stații terestre, plus date furnizate de sateliți NASA care acoperă întreaga suprafață a planetei), precum și legături către hărți ale resurselor de energie din întreaga lume. Mai mult, pentru a permite utilizatorului să înceapă rapid analiza, RETScreen a inclus o bază de date extinsă care cuprinde șabloane generale de proiecte de energie din surse curate [69].

4.4. Realizarea analizeI tehnico-economice pentru modelele energetice propuse

Analiza economică dezvoltată a fost realizată prin considerarea a patru scenarii posibile:

Conexiune cu rețeaua electrică publică.

Conexiune cu rețeaua electrică publică și sarcină internă.

Rețea electrică izolată.

Fără conexiune cu rețeaua electrică publică.

Astfel, parametrii principali utilizați în cadrul acestor simulări economice au avut valori similare cu cei considerați în modelarea și, mai apoi, simularea microrețelei realizate cu programul LabView. Amplasamentul microrețelei considerate a fost stabilit în localitatea Topraisar, județul Constanța. Software-ul RETScreen furnizează informații cu privire la condițiile meteorologice ale acestei locații [69] (fig. 4.2).

Fig. 4.2. Valoarea factorilor meteorologici pentru localitatea Topraisar, județul Constanța.

În figura 4.3 sunt prezentață interfața care prezintă informațiile privind proiectul analizat și este selectat scenariul utilizat.

Fig. 4.3. Informații cu privire la tipul proiectului și scenariul selectat

(în acest caz, conexiune cu rețeaua electrică publică).

În continuare, se propun următoarele scenarii ce vor fi analizate:

4.4.1. Analiza scenariului I

În acest caz, există conexiune între microrețea și rețeaua electrică de interes public. Sursele de generare distribuită considerate includ sisteme de conversie a energiei fotoelectrice (panouri fotoelectrice KC200GT furnizate de firma Kyocera cu puterea instalată totală de 23,4 kW) și un sistem de conversie a energiei eoliene (turbină eoliană contrarotitoare cu puterea de 15 kW) (figura 4.4). Energia totală produsă de cele două tipuri de sisteme pentru un interval de 12 luni este egală cu 77 MWh. Întrucât pentru acest caz, nu există sarcini interne care necesită alimentare, energia electrică produsă în cadrul microrețelei va fi injectată în rețeaua electrică publică.

După cum se observă din Figura 4.5, parametrii financiari considerați includ:

Rata inflației la sfârșitul anului 2014: 1,07%.

Durata de viață a proiectului: 20 ani.

Rata datoriilor (indicator general al îndatorării, calculat ca raport între totalul datoriilor și totalul activelor): 50%.

Dobândă: 4%.

Termen datorie: 10 ani.

Deasemenea, au fost considerate venituri obținute din vânzarea certificatelor verzi pentru energia electrică produsă în cadrul microrețelei (stimulente și investiții). Pentru acest caz, s-a adoptat o valoare a prețului per certificat verde de 40 €. Se obțin venituri și din vânzarea energiei electrice produse pe piață (7674 €).

Fig. 4.4. Sistemele de producere a energiei electrice pentru primul caz propus.

Fig. 4.5. Rezultatele analizei economice pentru primul caz propus.

Astfel, având în vedere parametrii considerați pentru acest caz și graficul cash-flow-urilor monetare, se obervă că investiția inițială se va amortiza după o perioadă de 8,3 ani, devenind astfel profitabilă. Rentabilitatea capitalurilor proprii (cel mai important indicator de măsurare a performanțelor unei companii, reprezentând raportul între profitul ce revine acționarilor și capitalurile investite de acționari) este egală cu 7,7 ani.

În ceea ce privește rata internă de rentabilitate (RIR după impozit – capitaluri proprii), aceasta trebuie să fie superioară ratei de rentabilitate cerută de investitor. În acest caz, RIR după impozitare este egală cu 15,4%, fiind superioară rentabilității cerute de investitor (aproximativ 6%, reprezentând dobânda bancară pe care acesta ar obține-o în cazul în care resursele sale financiare ar face obiectul unui depozit bancar).

Evaluarea incertitudinii în cazul unei investiții se realizează prin analiza sensibilității și a riscului. Astfel, analiza sensibilității propusă, Figura 4.6, a avut în vedere valoarea netă actualizată (VNA) în condițiile unor modificări simultane ale următorilor parametri:

Prețul energiei electrice injectate în rețeaua electrică de interes public și eventualele cheltuieli neprevăzute;

Valoarea costurilor inițiale și eventualele cheltuieli neprevăzute;

Rata dobânzii și termenul datoriei,

Pentru modificări ale sensibilității de ±10%.

În urma realizării analizei de sensibilitate pentru primul caz propus, se observă că zona hașurată a matricelor obținute se află sub limita impusă de beneficiarul proiectului pentru valoarea netă actualizată (55000 €). În cazul în care au loc scăderi ale prețului pentru energia injectată în rețeaua electrică de interes public sau creșteri ale costurilor inițiale de 5% sau 10%, proiectul devine neprofitabil pentru beneficiarul investiției.

Fig. 4.6. Analiza de sensibilitate pentru primul caz propus.

În Figura 4.7, este prezentată analiza riscului pentru primul caz propus. Aceasta a fost realizată prin considerarea celei de-a doua metode furnizate de RETScreen. Deasemenea, analiza de risc s-a realizat prin raportarea la valoarea actualizată netă (VNA), constând în surplusul de valoare rezultat din exploatarea investiției. Acest surplus (exprimat în valori absolute) este consecința comparației între efectele estimate a fi generate de investiția analizată și efectele care se apreciază a putea fi obținute pe seama unei variante alternative de investire.

Fig. 4.7. Analiza de risc pentru primul caz propus.

Parametrii inițiali considerați în cadrul analizei de risc constau în:

Valoarea costurilor inițiale pentru componentele microrețelei.

Costurile anuale de exploatare și întreținere.

Prețul energiei electrice exportate.

Rata datoriei.

Rata dobânzii.

Termenul datoriei.

Se observă că pentru un nivel de risc de 10%, se obține o valoare mediată a VNA de 55819 euro. În Figura 4.7, se prezintă atât impactul costurilor inițiale asupra VNA, cât și distribuția VNA conform unei simulări Monte Carlo. Astfel, diagrama Tornado (versiunea modificată a histogramelor utilizată în analiza financiară a proiectelor) indică parametrul cu cea mai mare influență și cum afectează VNA modificările parametrilor considerați în cadrul analizei de risc. În acest sens, a rezultat că cel mai important indicator care influențează VNA este reprezentat de prețul energiei electrice injectate în rețeaua electrică publică.

4.4.2. Analiza scenariului II

În acest caz, există deasemenea conexiune între microrețea și rețeaua electrică de interes public. Sursele de generare distribuită considerate, indicate în Figura 4.8, includ sisteme de conversie a energiei fotoelectrice (panouri fotoelectrice KC200GT furnizate de firma Kyocera cu puterea instalată totală de 23,4 kW) și un sistem de conversie a energiei eoliene (turbină eoliană contrarotitoare cu puterea de 15 kW). Energia totală produsă de cele două tipuri de sisteme pentru un interval de 12 luni este egală cu 77 MWh. Întrucât în acest caz, există sarcini interne care necesită alimentare, energia electrică produsă în cadrul microrețelei va asigura un procent din necesarul de energie al sarcinii. Necesarul energetic va fi completat din rețeaua electrică publică.

Fig. 4.8. Caracteristicile sarcinii pentru cel de-al doilea caz propus.

În Figura 4.9, sunt reprezentate caracteristicile sarcinii pentru cel de-al doilea caz propus. Se observă variația acesteia pe parcursul anului și valoarea totală a necesarului energetic (113 MWh).

Fig. 4.9. Sistemele de producere a energiei electrice pentru cel de-al doilea caz propus.

După cum se observă din Figura 4.10, parametrii financiari considerați includ:

Rata inflației la sfârșitul anului 2014: 1,07%.

Durata de viață a proiectului: 20 ani.

Rata datoriilor (indicator general al îndatorării, calculat ca raport între totalul datoriilor și totalul activelor): 50%.

Dobândă: 4%.

Termen datorie: 10 ani.

Fig. 4.10. Rezultatele analizei economice pentru cel de-al doilea caz propus.

Deasemenea, au fost considerate venituri obținute din vânzarea certificatelor verzi pentru energia electrică produsă în cadrul microrețelei (stimulente și investiții). Pentru acest caz, s-a adoptat o valoare a prețului per certificat verde de 40 €. Nu se obțin venituri din vânzarea energiei electrice produse pe piață, deoarece energia electrică produsă este utilizată pentru asigurarea necesarului energetic.

Astfel, având în vedere parametrii considerați pentru acest caz și graficul cash-flow-urilor monetare, se obervă că investiția inițială se va amortiza după o perioadă de 6 ani. Investiția devine astfel profitabilă datorită reducerii semnificative a cotei de energie electrică utilizate din rețeaua electrică publică. Rentabilitatea capitalurilor proprii (cel mai important indicator de măsurare a performanțelor unei companii, reprezentând raportul între profitul ce revine acționarilor și capitalurile investite de acționari) este egală cu 4,6 ani.

În ceea ce privește rata internă de rentabilitate (RIR după impozit – capitaluri proprii), aceasta trebuie să fie superioară ratei de rentabilitate cerută de investitor. În acest caz, RIR după impozitare este egală cu 23,7%, fiind superioară rentabilității cerute de investitor (aproximativ 6%, reprezentând dobânda bancară pe care acesta ar obține-o în cazul în care resursele sale financiare ar face obiectul unui depozit bancar).

Analiza sensibilității realizată pentru cel de-al doilea caz propus, Figura 4.11, a avut în vedere valoarea netă actualizată (VNA) în condițiile unor modificări simultane ale următorilor parametri:

Costurile de exploatare și întreținere și eventualele cheltuieli neprevăzute;

Valoarea costurilor inițiale și eventualele cheltuieli neprevăzute;

Rata dobânzii și termenul datoriei,

Pentru modificări ale sensibilității de ±10%.

În urma realizării analizei de sensibilitate pentru cel de-al doilea caz propus, se observă că zona hașurată a matricelor obținute se află sub limita impusă de beneficiarul proiectului pentru valoarea netă actualizată (100000 €). În cazul în care au loc creșteri ale costurilor de exploatare și întreținere de 5% sau 10% sau creșteri ale costurilor inițiale de 10%, proiectul devine neprofitabil pentru beneficiarul investiției.

Fig. 4.11. Analiza de sensibilitate pentru cel de-al doilea caz propus.

În Figura 4.12, este prezentată analiza riscului pentru cel de-al doilea caz propus. Aceasta a fost realizată prin considerarea celei de-a doua metode furnizate de RETScreen. Deasemenea, analiza de risc s-a realizat prin raportarea la valoarea actualizată netă (VNA).

Fig. 4.12. Analiza de risc pentru cel de-al doilea caz propus.

Parametrii inițiali considerați în cadrul analizei de risc constau în:

Valoarea costurilor inițiale pentru componentele microrețelei.

Costurile anuale de exploatare și întreținere.

Costul combustibilului.

Rata datoriei.

Rata dobânzii.

Termenul datoriei.

Se observă că pentru un nivel de risc de 10%, se obține o valoare mediată a VNA de 102634 euro. În Figura 4.12, se prezintă atât impactul costurilor inițiale asupra VNA, cât și distribuția VNA conform unei simulări Monte Carlo. Astfel, diagrama Tornado indică parametrul cu cea mai mare influență și cum afectează VNA modificările parametrilor considerați în cadrul analizei de risc. În acest sens, a rezultat că cel mai important indicator care influențează VNA este reprezentat de costurile de exploatare și întreținere, urmat de costurile inițiale aferente componentelor microrețelei.

4.4.3. Analiza scenariului III

În acest caz, există conexiune între microrețea și o rețea electrică privată. Sursele de generare distribuită considerate, indicate în Figura 4.13, includ sisteme de conversie a energiei fotoelectrice (panouri fotoelectrice KC200GT furnizate de firma Kyocera cu puterea instalată totală de 23,4 kW) și un sistem de conversie a energiei eoliene (turbină eoliană contrarotitoare cu puterea de 15 kW). Energia totală produsă de cele două tipuri de sisteme pentru un interval de 12 luni este egală cu 77 MWh. Întrucât în acest caz, nu există sarcini interne care necesită alimentare, energia electrică produsă în cadrul microrețelei va fi injectată în rețeaua electrică privată, independentă de rețeaua electrică publică.

Fig. 4.13. Sistemele de producere a energiei electrice pentru cel de-al treilea caz propus.

După cum se observă din Figura 4.14, parametrii financiari considerați includ:

Rata inflației la sfârșitul anului 2014: 1,07%.

Durata de viață a proiectului: 20 ani.

Rata datoriilor (indicator general al îndatorării, calculat ca raport între totalul datoriilor și totalul activelor): 50%.

Dobândă: 4%.

Termen datorie: 10 ani.

Fig. 4.14. Rezultatele analizei economice pentru cel de-al treilea caz propus.

În acest caz, întrucât microrețeaua prezintă conexiune cu o rețea electrică privată, nu au fost considerate venituri generate de vânzarea certificatelor verzi pentru energia electrică produsă, ci doar venituri din vânzarea acesteia în rețeaua electrică privată.

Astfel, având în vedere parametrii considerați pentru acest caz și graficul cash-flow-urilor monetare, se obervă că investiția inițială se va amortiza după o perioadă de 8,8 ani. Investiția devine astfel profitabilă prin prisma introducerii în rețeaua electrică privată a energiei produse în cadrul microrețelei. Rentabilitatea capitalurilor proprii (cel mai important indicator de măsurare a performanțelor unei companii, reprezentând raportul între profitul ce revine acționarilor și capitalurile investite de acționari) este egală deasemenea cu 8,6 ani.

În ceea ce privește rata internă de rentabilitate (RIR după impozit – capitaluri proprii), aceasta trebuie să fie superioară ratei de rentabilitate cerută de investitor. În acest caz, RIR după impozitare este egală cu 13,6%, fiind superioară rentabilității cerute de investitor (aproximativ 6%, reprezentând dobânda bancară pe care acesta ar obține-o în cazul în care resursele sale financiare ar face obiectul unui depozit bancar).

Analiza senzitivității realizată pentru cel de-al treilea caz propus, Figura 4.15, a avut în vedere valoarea netă actualizată (VNA) în condițiile unor modificări simultane ale următorilor parametri:

Costurile de exploatare și întreținere și eventualele cheltuieli neprevăzute;

Valoarea costurilor inițiale și eventualele cheltuieli neprevăzute;

Rata dobânzii și termenul datoriei,

Pentru modificări ale sensibilității de ±10%.

În urma realizării analizei de sensibilitate pentru cel de-al treilea caz propus, se observă că zona hașurată a matricelor obținute se află sub limita impusă de beneficiarul proiectului pentru valoarea netă actualizată (55000 €). În cazul în care fie vor fi valabile valorile impuse ale costurilor de exploatare și întreținere și în același timp ale costurilor inițiale, fie vor avea loc creșteri ale acestora de 5% sau 10%, sau vor avea loc creșteri ale costurilor inițiale de 5% sau 10%, proiectul devine neprofitabil pentru beneficiarul investiției. Deasemenea, dacă rata dobânzii variază concomitent cu termenul datoriei, investiția este profitabilă doar în cazul scăderii ratei dobânzii cu 5% sau 10% și a scăderii termenului datoriei cu 5%.

Fig. 4.15. Analiza de sensibilitate pentru cel de-al treilea caz propus.

În Figura 4.16, este prezentată analiza de risc pentru cel de-al treilea caz propus. Aceasta a fost realizată prin considerarea celei de-a doua metode furnizate de RETScreen. Deasemenea, analiza de risc s-a realizat prin raportarea la valoarea actualizată netă (VNA).

Fig. 4.16. Analiza de risc pentru cel de-al treilea caz propus.

Parametrii inițiali considerați în cadrul analizei de risc constau în:

Valoarea costurilor inițiale pentru componentele microrețelei.

Costurile anuale de exploatare și întreținere.

Prețul energiei electrice exportate.

Rata datoriei.

Rata dobânzii.

Termenul datoriei.

Se observă că pentru un nivel de risc de 10%, se obține o valoare mediată a VNA de 52849 euro. Figura 4.16 prezintă atât impactul costurilor inițiale asupra VNA, cât și distribuția VNA conform unei simulări Monte Carlo. Astfel, diagrama Tornado indică parametrul cu cea mai mare influență și cum afectează VNA modificările parametrilor considerați în cadrul analizei de risc. În acest sens, a rezultat că cel mai important indicator care influențează VNA este reprezentat de costurile inițiale aferente componentelor microrețelei, urmat de costurile de exploatare și întreținere.

4.4.4. Analiza scenariului IV

În acest caz, nu există conexiune între microrețea și rețeaua electrică de interes public. Caracteristicile sarcinii analizate sunt indicate în figura 4.17. Sursele de generare distribuită considerate includ sisteme de conversie a energiei fotoelectrice (panouri fotoelectrice KC200GT furnizate de firma Kyocera cu puterea instalată totală de 23,4 kW) și un sistem de conversie a energiei eoliene (turbină eoliană contrarotitoare cu puterea de 15 kW). Energia totală produsă de cele două tipuri de sisteme pentru un interval de 12 luni este egală cu 77 MWh. În acest caz, energia electrică produsă în cadrul microrețelei va asigura necesarul de energie al sarcinii.

Fig. 4.17. Caracteristicile sarcinii pentru ultimul caz propus.

În Figura 4.17, sunt reprezentate caracteristicile sarcinii pentru ultimul caz propus. Se observă variația acesteia pe parcursul anului și valoarea totală a necesarului energetic (113 MWh).

Sistemele de producere a energiei electrice sunt specificate în figura 4.18.

După cum se observă din Figura 4.19, parametrii financiari considerați includ:

Rata inflației la sfârșitul anului 2014: 1,07%.

Durata de viață a proiectului: 20 ani.

Rata datoriilor (indicator general al îndatorării, calculat ca raport între totalul datoriilor și totalul activelor): 50%.

Dobândă: 4%.

Termen datorie: 10 ani.

Fig. 4.18. Sistemele de producere a energiei electrice pentru ultimul caz propus.

Fig. 4.19. Rezultatele analizei economice pentru ultimul caz propus.

În acest caz, întrucât microrețeaua nu prezintă conexiune cu rețeaua electrică de interes public, nu au fost considerate venituri ce pot fi obținute din vânzarea certificatelor verzi pentru energia electrică produsă și nici venituri din vânzarea acesteia pe piața de energie electrică.

Astfel, având în vedere parametrii considerați pentru acest caz și graficul cash-flow-urilor monetare, se obervă că investiția inițială se va amortiza după o perioadă de 5,4 ani. Rentabilitatea capitalurilor proprii (cel mai important indicator de măsurare a performanțelor unei companii, reprezentând raportul între profitul ce revine acționarilor și capitalurile investite de acționari) este egală cu 3,9 ani.

În ceea ce privește rata internă de rentabilitate (RIR după impozit – capitaluri proprii), aceasta trebuie să fie superioară ratei de rentabilitate cerută de investitor. În acest caz, RIR după impozitare este egală cu 23,2%, fiind superioară rentabilității cerute de investitor (aproximativ 6%, reprezentând dobânda bancară pe care acesta ar obține-o în cazul în care resursele sale financiare ar face obiectul unui depozit bancar).

Analiza sensibilității realizată pentru ultimul caz propus, Figura 4.20, a avut în vedere valoarea netă actualizată (VNA) în condițiile unor modificări simultane ale următorilor parametri:

Costurile de exploatare și întreținere și eventualele cheltuieli neprevăzute;

Valoarea costurilor inițiale și eventualele cheltuieli neprevăzute;

Rata dobânzii și termenul datoriei,

Pentru modificări ale senzitivității de ±10%.

În urma realizării analizei de sensibilitate pentru cel ultimul caz propus, se observă că zona hașurată a matricelor obținute se află sub limita impusă de beneficiarul proiectului pentru valoarea netă actualizată (123811 €). În cazul în care vor avea loc creșteri ale costurilor de exploatare și întreținere de 5% sau 10% sau vor avea loc creșteri ale costurilor inițiale de 5% sau 10%, proiectul devine neprofitabil pentru beneficiarul investiției. Deasemenea, dacă rata dobânzii variază concomitent cu termenul datoriei, investiția va deveni neprofitabilă doar în cazul creșterii ratei dobânzii cu 5% sau 10% concomitent cu creșterea termenului datoriei cu 5% sau 10% sau chiar a menținerii acestuia la valorile impuse inițial.

Fig. 4.20. Analiza de sensibilitate pentru ultimul caz propus.

În Figura 4.21, este prezentată analiza de riscriscului pentru ultimul caz propus. Aceasta a fost realizată prin considerarea celei de-a doua metode furnizate de RETScreen. Deasemenea, analiza de risc s-a realizat prin raportarea la valoarea actualizată netă (VNA).

Fig. 4.21. Analiza de risc pentru ultimul caz propus.

Parametrii inițiali considerați în cadrul analizei de risc constau în:

Valoarea costurilor inițiale pentru componentele microrețelei.

Costurile anuale de exploatare și întreținere.

Costul combustibilului.

Rata datoriei.

Rata dobânzii.

Termenul datoriei.

Se observă că pentru un nivel de risc de 10%, se obține o valoare mediată a VNA de 123366 euro. Figura 4.21 prezintă atât impactul costurilor inițiale asupra VNA, cât și distribuția VNA conform unei simulări Monte Carlo. Astfel, diagrama Tornado indică parametrul cu cea mai mare influență și cum afectează VNA modificările parametrilor considerați în cadrul analizei de risc. În acest sens, a rezultat că cel mai important indicator care influențează VNA este reprezentat de costul combustibilului.

CAPITOLUL 5

CONCLUZII

5.1. CONCLUZII GENERALE

Studiul cu privire la clasificarea și caracteristicile instalațiilor eoliene s-a axat în principal pe turbinele cu două sau mai multe rotoare. De asemenea, s-a analizat modelul experimental de turbină eoliană contrarotitoare realizat în cadrul INCDIE ICPE-CA. Această variantă constructivă are la bază modelul experimental de generator electric cu armături contrarotitoare și puterea nominală de 1 kW pentru o viteză de rotație de 78,5 rad/s (750 rot/min). Testarea modelului experimental de turbină eoliană contrarotitoare s-a efectuat pe standul specializat al INCD INCAS la diferite viteze ale vântului (3,5 ÷ 10,5 m/s) și cu diferite încărcări mecanice. Valorile măsurate au permis trasarea caracteristicilor de cuplu mecanic, de putere la arborele turbinei eoliene și putere electrică debitată. Experimentele efectuate în tunelul aerodinamic au avut ca obiectiv principal determinarea energiei asigurate de rotorul aval, cu diametru similar rotorului amonte. S-a determinat o creștere de aproximativ 60% a puterii furnizate de sistemul de turbine eoliene contrarotitoare față de cazul unei singure turbine.

Soluția realizată în cadrul tezei de doctorat a avut în vedere o microrețea mixtă de mici dimensiuni cu circuite independente ce funcționează la tensiune continuă, respectiv tensiune alternativă. În acest scop, s-a realizat modelarea matematică a panourilor fotoelectrice, a instalațiilor eoliene și a bateriilor de acumulatoare, urmată de implementarea modelelor matematice dezvoltate în cadrul unei microrețele cu programul LabVIEW.

Cea de-a doua etapă a lucrării a urmărit estimarea probabilității densității de energie produse prin utilizarea distribuției Weibull. Astfel, a devenit necesară monitorizarea parametrilor meteorologici pentru prognoza de energie electrică și ulterior pentru dimensionarea și proiectarea microrețelei. În urma analizei unor amplasamente potențiale, localitatea Topraisar, din județul Constanța, a fost stabilită ca amplasament optim pentru instalația de monitorizare, pentru instalația eoliană și respectiv pentru configurația propusă de microrețea. Monitorizarea parametrilor meteorologici, a fost realizată în perioada 22.11.2012 – 17.07.2013, la un interval de 10 minute. Rezultatele obținute au evidențiat că energia maximă a amplasamentului (Emax) se obține pentru viteza vântului vem = 6,89 m/s. Energia specifică totală calculată prin utilizarea distribuției Weibull, este egală cu 2104,31 Wh/m2/zi, în timp ce aceeași energie calculată prin utilizarea vitezei medii a vântului, vmed = 4,4210 m/s, este egală cu 1249,18 Wh/m2/zi. În urma analizei setului de date măsurate, a rezultat că energia specifică totală obținută prin considerarea acestora este egală 3408,43 Wh/m2/zi.

În continuare, s-a realizat un sistem de management energetic (EMS) aferent modelului proiectat de microrețea. Acesta a inclus un sistem de conversie a energiei eoliene, sisteme de conversie a energiei fotoelectrice și sisteme de stocare a energiei. Astfel, Capitolul 3 a fost destinat dezvoltării unui algoritm de management inteligent al energiei implementat pe unitatea de control a microrețelei dezvoltate. Aplicația realizată dispune de o interfață

grafică ce permite atât identificarea și stabilirea condițiilor inițiale (parametrii meteorologici, elemente componente), cât și determinarea parametrilor caracteristici unei microrețele.

Diagrama corespunzătoare modelării și simulării microrețelei cu programul LabVIEW, a fost prevăzută cu butoane de tip boolean, pentru a reprezenta starea de conectare (conectat, deconectat) aferentă surselor de generare distribuită, a elementelor de stocare, a utilizatorilor de energie electrică, dar și pentru evidențierea funcționării insularizate sau interconectate a acesteia cu rețeaua de distribuție de joasă tensiune. Astfel, s-au putut propune diverse scenarii de funcționare, pentru care s-au analizat rezultatele și operativitatea sistemului de management realizat. S-a observat că sistemul de managemenet energetic realizat poate fi implementat pentru orice configurație practică a microrețelei, aceasta putând fi adaptată conform cerințelor fiecărui beneficiar.

Ultima etapă a constat în analiza economică a microrețelei realizate prin utilizarea programului RETScreen. Aceasta a considerat un număr de scenarii posibile pretabile funcționării unei microrețele și anume:

Conexiune cu rețeaua electrică publică.

Conexiune cu rețeaua electrică publică și sarcină internă.

Rețea electrică izolată.

Fără conexiune cu rețeaua electrică publică.

Astfel, au fost analizate atât graficele cash flow-urilor monetare, cât și cheltuielile angajate și veniturile generate de investițiile propuse, în vederea evaluării rentabilității financiare pentru proiectele considerate.

Deasemenea, lucrarea a inclus evaluarea incertitudinii investiției prin analiza sensibilității și analiza riscului pentru fiecare din cazurile propuse. Aceasta s-a realizat prin raportarea la valoarea netă actualizată și a vizat inclusiv impactul celor mai importanți indicatori asupra VNA. Analizele realizate au avut în vedere simulări Monte Carlo, echivalente cu metoda experimentelor statistice. În acest sens, exactitatea metodei Monte Carlo se referă la frecvența relativă sau probabilitatea de apariție a unei valori a variabilei aleatoare simulate și la media valorilor respectivei variabile aleatoare.

În urma analizei rezultatelor obținute, s-a observat că valoarea ratei interne de rentabilitate (RIR după impozit – capitaluri proprii) este cea mai ridicată (23,7%) în cazul scenariului II (atunci când există conexiune între microrețea și rețeaua electrică de interes public, dar și sarcini interne care necesită alimentare). Investiția inițială se amortizează în acest caz după o perioadă de 6 ani. Un scenariu favorabil din punct de vedere al perioadei de amortizare este de asemenea scenariul IV, atunci când perioada de amortizare a fost egală cu 5,4 ani.

Pentru același nivel de risc egal cu 10%, analiza realizată a demonstrat că valoarea netă actualizată VNA este maximă pentru scenariul IV, când nu există conexiune între microrețea și rețeaua electrică de interes public, dar există utilizatori care se vor alimenta din producția internă a microrețelei.

Astfel, în cadrul studiului, se justifică funcționarea interconectată a microrețelei cu rețeaua publică de distribuție de joasă tensiune. Soluția propusă oferă posibilitatea injectării energiei produse în rețeaua interes public, dar și a alimentării utilizatorilor interni.

5.2. CONTRIBUȚII ORIGINALE

Lucrarea de doctorat „Funcționarea interconectată a unei microrețele cu SEN” susține un nou concept de alimentare cu energie electrică și anume dezvoltarea microrețelelor în termeni de scenarii de operare, fiabilitate, eficiență economică, minimizarea riscului, acceptabilitate și elaborează o metodologie replicabilă de dimensionare și simulare a microrețelelor mixte CC/CA.

Principalele contribuții originale ale autorului constau în:

Realizarea unui studiu cu privire la clasificarea instalațiilor eoliene cu două sau mai multe rotoare.

Estimarea probabilității densității de energie produse prin utilizarea distribuției Weibull pentru localitatea Topraisar, județul Constanța.

Modelarea panourilor fotoelectrice cu programul LabVIEW.

Modelarea circuitului unui controler de urmărire a punctului de putere maximă pentru un panou fotoelectric cu programul LabVIEW.

Modelarea instalațiilor eoliene cu programul LabVIEW.

Modelarea bateriilor de acumulatoare cu programul LabVIEW.

Modelarea unei microrețele mixte de mici dimensiuni cu programul LabVIEW prin integrarea modelelor dezvoltate aferente surselor regenerabile de energie, a echipamentelor de stocare a energiei, dar și a utilizatorilor.

Testarea microrețelei proiectate pentru diverse scenarii de funcționare.

Modelarea cu programul LabVIEW a unui sistem de management energetic destinat funcționării insularizate sau interconectate a unei microrețele cu SEN.

Testarea sistemului de management energetic realizat pentru diverse scenarii de funcționare.

Realizarea unei analizei economice complete cu privire la implementarea unei microrețele mixte de mici dimeniuni.

Realizarea unei analizei de sensibilitate cu privire la implementarea unei microrețele mixte de mici dimensiuni.

Realizarea unei analizei de risc cu privire la implementarea unei microrețele mixte de mici dimensiuni.

5.3. PERSPECTIVE DE DEZVOLTARE ULTERIOARĂ

O primă direcție de dezvoltare ulterioară a cercetării ar putea fi reprezentată de dezvoltarea șianaliza în detaliu a rezultatelor implementăriiarea arhitecturii microrețelei în localitatea Topraisar, județul Constanța. Astfel, se va putea realiza inclusiv validareatestarea experimentală a unui modelului al sistemului integrat al microrețelei (panouri fotoelectrice, instalație eoliană, dispozitive electronice de putere, elemente de stocare a energiei produse).

De asemenea, se impune analiza stabilității tranzitoriisistemului propus ca urmare a unor regimuri de funcționare tranzitorii și respectiv a insularizării microrețelei.

O altă direcție de dezvoltare ulterioară a cercetării ce poate fi considerată are în vedere modelarea suplimentară a unor componente diferite ce pot fi integrate în structura microrețelei: turbine hidraulice, reactoare de biogaz sau eventual sisteme geotermale

Urmărirea pe termen lung a rezultatelor obținute prin implementarea sistemului propus poate oferi informații utile pentru proiectarea noilor microrețele dar și analiza sustenabilității lor tehnice și economice.

ANEXE

A1. PROGRAMUL PENTRU ESTIMAREA PROBABILITĂȚII ENERGIEI PRODUSE

clear all; close all; clc;

% citirea datelor masurate de vant

data=xlsread('F:\Raport de cercetare nr. 2\Citiri Topraisar sortate.xls');

% initializarea variabilelor

timp=data(:,1)+data(:,2)-data(1,1);

temp=data(:,10)+273.15;

avgwindspeed=data(:,6);

% initializarea constantelor

ro_aer0=1.2929; % densitatea aerului pt 0°C

ro_aer20=1.2047; % densitatea aerului pt 20°C

Rspec_aer=287.058; %J/(kg·K)

pres=101325*ones(size(temp)); %Pa

cp_betz=.59;

% calculul probabilitatii pentru viteza vantului

N=144;idxm=floor(length(timp)/N)*N;

tN=reshape(timp(1:idxm),N,[]);

vmedN=reshape(timp(1:idxm),N,[]);

v_bin=0:.1:max(avgwindspeed); v_bin(1)=.1;

[d,v]=ksdensity(avgwindspeed,v_bin);

for i=1:ceil(length(timp)/N)

[dN(:,i),vN(:,i)]=ksdensity(avgwindspeed(1:min(i*N,end)),v_bin);

end

% ajustarea curbei de distributie weibull cu datele masurate

crv_fit=fit(v',d','weibull'); % fitoptions sau cflibhelp

% afisarea rezultatelor

v_fin=linspace(v(1),v(end),100);

ffituit=crv_fit(v_fin);

k=crv_fit.b;

c=(1/crv_fit.a).^(1/crv_fit.b);

figure(1)

plot(v,d,'linewidth',2); % masurata

hold on

plot(v_fin,ffituit,'r','linewidth',2) % estimata

grid on, title('Densitatea de probabilitate'),xlabel('Viteza vântului (m/s)'),

ylabel('Probabilitate%'),legend('Date măsurate',['Date estimate c=' num2str(c,'%2.2f') ' k=' num2str(k,'%2.2f')]);

set(1,'renderer','opengl')

% estimarea energiei

v_med=mean(avgwindspeed);

vmp=c*(1-1/k)^(1/k); % viteza cea mai probabila

prob=(k/c)*((vmp/c)^(k-1))*exp(-(vmp/c)^k);

ro_aer=pres./Rspec_aer./temp;

putere=.5*ro_aer.*avgwindspeed.^3*cp_betz;

putere20=.5*ro_aer20*avgwindspeed.^3*cp_betz;

putere_mp=.5*ro_aer20*vmp^3*cp_betz;

putere_med=.5*ro_aer20*v_med.^3*cp_betz;

energie_mp=putere_mp*(timp(end)-timp(1))*24*prob;

% energie_w=.5*ro_aer0*v_fin.^3*(timp(end)-timp(1)).*ffituit';

energie=trapz(timp*24,putere);

energie_med=putere_med*(timp(end)-timp(1))*24;

figure(2)

plot(timp,(putere-putere20)./putere20*100);

grid on, title('Eroarea obtinută atunci când nu se consideră dependenta densitătii aerului în functie de temperatură'),

xlabel('Timp [zile]'),ylabel('Probabilitate [%]')

figure(3)

plot([-20:35],pres(1)./Rspec_aer./(273.15+[-20:35]))

grid on, title('Variatia densitătii aerului în functie de temperatură')

xlabel('Temperatura [\circC]'), ylabel('Densitatea aerului [kg/m^3]')

%%

[xx yy]=meshgrid(273.15+[-20:2:35],-0:20);

figure(4)

mesh(xx,yy,.5*pres(1)*yy.^3*cp_betz/Rspec_aer./xx,…

'facecolor','interp','edgecolor','black','FaceLighting','phong')

axis vis3d, xlabel('Temperatura [\circC]'),ylabel('Viteza vântului [m/s]'),

zlabel('Puterea maximă extrasă [W]')

title('Variatia puterii extrase în funcție de temperatură și viteza vântului')

%%

figure(5)

yy=meshgrid(1:size(dN,2),v_bin);

h=mesh(vN,yy,dN,'facecolor','interp','edgecolor','none','FaceLighting','phong');

axis vis3d, set(4,'renderer','opengl'), view(58,31)

grid on, title('Densitatea de probabilitate zilnică'),xlabel('Viteza vântului (m/s)'),

ylabel('Seturi de date'),zlabel('Probabilitate [%]')

%%

figure(6)

energ_distrib=.5*pres(1)/Rspec_aer/mean(temp).*v_fin.^3*cp_betz*(timp(end)-timp(1))*24.*ffituit'/1000;

plot(v_fin,energ_distrib)

title('Distributia energiei'), xlabel('Viteza vântului [m/s]'), ylabel('Energie [kWh]'), grid on

hold on

% afisare valori most-probable

plot(vmp,energie_mp/1000,'r.')

plot([0 vmp],[energie_mp energie_mp]/1000,'r–')

plot([vmp vmp],[0 energie_mp]/1000,'r–')

text(vmp,-5,'v_m_p')

text(-1.5,energie_mp/1000,'E_m_p')

%% afisare valori num

disp(sprintf('Densitatea de Energie[kWh/m^2]:\t MP: %3.2f, Medie: %3.2f, Masurata: %3.2f',energie_mp/1000,energie_med/1000,energie/1000))

% disp(sprintf('Densitatea de Energie[kWh/m^2]:\t MP: %3.2f, Medie: %3.2f, Masurata: %3.2f',energie_mp/1000,energie_med/1000,energie/1000))

A2. DEFINIREA PRINCIPALELOR FUNCȚII UTILIZATE ÎN CADRUL PROGRAMULUI SOFTWARE LABVIEW

A3. ALGORITMUL DEZVOLTAT PENTRU SISTEMUL DE MANAGEMENT ENERGETIC AL MODELULUI CONCEPTUAL DE MICROREȚEA

– start –

– incarca setari

– surse

– port

– putere instalata

– energie disponibila

– cost_prod per kWh

– utilizatori

– port

– putere instalata

– prioritate

– regim (fara intrerupere, standard, dump-load)

– pret_vanz

– stocare

– port

– capacitate

– cost_stocare per kWh

– parametrii management

– LIM_SOC_SURSE

– LIM_SOC_SIGURANTA

– MAX_PSTOC

– LIM_COST_SURSE

– PRAG_CASTIG

– ALLOW_EMPTY_BAT

– T_MEDIERE

– main loop –

– citire stare sistem (schema)

– masurare putere surse

– masurare putere utilizatori

– masurare putere bat

– masurare SOC

– daca nr_bat == 0

– eval Pgen_max

– Pstoc = Pgen_max – Pgen

– Pp = suma(Pgen_i) – suma(Pc_i) – suma(Pstoc_i); //pierderi, generate, utilizate, stocate

– daca ALLOW_EMPTY_BAT si Pgen >= Pc + Pp si SOC >= .97 si empty_bat==0 atunci

– find max cons.dump_load.pret_vanzare

– daca cost_prod+cost_stocare-pret_vazare >= PRAG_CASTIG atunci

empty_bat=1

dump_load_i on

– daca Pstoc < 0 si emtpy_bat == 1 si SOC < = LIM_SOC_SIGURANTA

dump_load_i off

empty_bat = 0;

– daca Pstoc < 0 si empty_bat == 0 // se goleste neintentionat

– daca dump-load on atunci dump-load off

– daca SOC <= LIM_SOC_SURSE sau -Pstoc >= .95*MAX_PB atunci

conecteaza surse scumpe pana cand P >= -Pstoc sau nu exista alte surse.

– daca SOC <= LIM SOC_SIGURANTA atunci

decupleaza utilizatori standard

porneste surse cu cost > X

– daca Pstoc > 0 si empty_bat == 0 si SOC > = 100 atunci conecteaza dump-load

Schema bloc de concept pentru sistemul de management energetic (EMS) destinat funcționării insularizate sau interconectate a microrețelei cu SEN (I).

A4. DEFINIȚII

În Anexa 3, sunt indicate principalele definiții ale conceptelor și mărimilor utilizate în cadrul Capitolului 4.

A5. METODA MONTE CARLO

Ideea de bază a metodei Monte Carlo constă în generarea la întâmplare a valorilor unei variabile aleatoare, prin utilizarea:

– unui generator de numere aleatoare uniform distribuite în intervalul [0, 1] și

– a distribuției de probabilitate cumulată asociată variabilei aleatoare respective [79].

Metoda Monte Carlo poate fi definită ca metodă de modelare a variabilelor aleatoare în vederea determinării caracteristicilor repartiției lor, atunci când aceste caracteristici nu pot fi stabilite prin expresii analitice pe baza funcțiilor teoretice de densitate de probabilitate.

Prin metoda Monte Carlo, procesul real este înlocuit cu un proces artificial. Pentru obținerea unor rezultate corecte, se impune ca variabilele aleatoare generate în timpul experimentelor de simulare să reproducă fidel variabila aleatoare reală [79].

În general, în cazul distribuțiilor discrete de probabilitate, pentru obținerea de selecții simulate cu metoda Monte Carlo este aplicată următoarea procedură:

Pasul 1. Se calculează:

Probabilitățile relative

Probabilitățile cumulate

Probabilitatea cumulată Pk reprezintă probabilitatea ca valoarea variabilei aleatoare X să fie mai mică sau egală cu valoarea xk, adică Pk=P(X≤xk) [79].

Pasul 2. Se asociază intervale de numere aleatoare fiecărei valori a variabilei aleatoare. Acest lucru se poate realiza grafic sau tabelar.

Pe un sistem de două axe de coordonate, pe orizontală se reprezintă valorile variabilei aleatoare, iar pe verticală probabilitățile cumulate. Pentru fiecare valoare a variabilei aleatoare se construiește câte o bară verticală care are înălțimea egală cu probabilitatea cumulată corespunzătoare acelei valori [79].

Pasul 3. Se generează un număr aleator ui uniform repartizat în intervalul [0,1] utilizând unul din generatoarele de numere aleatoare ale programelor utilizate [79].

Pasul 4. Obținerea valorilor simulate se poate realiza grafic sau tabelar.

În urma reprezentării grafice a valorilor simulate, rezultă:

Intervalul de încredere (1-α) pentru media poate fi determinat cu relația:

unde se obține din tabelele distribuției t, α este de obicei 0,05, iar N reprezintă numărul de experimente de simulare.

Cu cât intervalul de încredere este mai îngust, cu atât rezultatul este mai exact. Se observă că lungimea intervalului se va reduce dacă va crește numărul N al experimentelor de simulare. Exactitatea metodei variază invers proporțional cu N ½ [79].

BIBLIOGRAFIE

[1] Proiect de cercetare finanțat de CNCSIS: Rețele de distribuție de curent continuu pentru aplicații industriale DCnet, Contract 194/2006, Coordonator: Prof.dr.ing. Mihaela Albu.

http://www.vlab.pub.ro/research/DCnet/CONSORTIUM/DCnet.pdf

[2] Proiect de cercetare finanțat de UEFISCDI: Sistem de generare a energiei electrice utilizând turbina eoliană cu dublu efect, pentru asigurarea autonomiei energetice în aplicații specifice, Contract nr. 39/2012, Coordonator: INCDIE ICPE-CA, Director de proiect: Dr. ing. Sergiu Nicolaie (Membru în echipa de cercetare).

http://www.icpe-ca.ro/proiecte/proiecte-nationale/pn-2011-2013/double-t-vax.pdf

[3] S. Chowdhury, S.P. Chowdhury, P. Crossley, Microgrids and Active Distribution Networks, The Institution of Engineering and Technology, London, United Kingdom, 2009.

[4] J. Westerman, Opportunities in the Energy Industry – Microgrids, PPT Presentation, 28-30 Martie 2011.

[5] M. Albu, Sisteme Electrice Avansate – Rețele inteligente de distribuție a energiei electrice, Curs, 2012 – 2013.

[6] D. Herman, Investigation of the Technical and Economic Feasibility of Micro-Grid-Based Power Systems, EPRI Technical Report, 2001.

[7] Microgrids, Siemens White Paper, 2011.

[8] M. Lubna, M. Basu, M. F. Conlon, A Review of Existing Microgrid Architectures, Journal of Electrical Engineering, Vol. 2013, http://dx.doi.org/10.1155/2013/937614.

[9] Eremia M., Shahidehpour M., Handbook of Electrical Power System Dynamics. Modeling, Stability and Control, IEEE Press, Willey, USA, 2013.

[10] Eremia M., Electric Power Systems. Electric Networks, Editura Academiei Române, București, 2006.

[11] H. Albert, Ș. Gheorghe, N. Golovanov, ș.a., Surse regenerabile de energie electrica in sistemul electroenergetic, Editura A.G.I.R., 2015.

[12] A. Badea, H. Necula, Surse regenerabile de energie, Editura A.G.I.R., 2014.

[13] https://en.wikipedia.org/wiki/Troposkein

[14] http://winddose.com/wind-turbine-techologies.html

[15] http://www.2020solar.co.uk/WG-1K5-92.asp

[16] www.flickr.com

[17] M. Gogu, Conversia neconvențională a energiei electrice, Curs.

[18] G. Newman, Multiple actuator-disc theory for wind turbines, Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, vol. 24, no. 3, pp. 215–225, 1986.

[19] S. Lee, H. Kim, S. Lee, Analysis of aerodynamic characteristics on a counter-rotating wind turbine, Current Applied Physics 10 (2010), S339-S342.

[20] W.Z. Shen, V.A.K. Zakkam, J.N. Sorensen, K. Appa, Analysis of counter-rotating wind turbines, The Science of Making Torque from Wind, IOP Publishing, Journal of Physics: Conference Series 75 (2007), 012003, doi:10.1088/1742-6596/75/1/012003

[21] G. M. Mihăiescu, M. Popescu, S. Nicolaie, G. Oprina, I. Chiriță, N. Tănase, R.A. Chihaia, L.A. Mituleț, A. Nedelcu, Titular: INCDIE ICPE-CA, Cerere de brevet „Hidroagregat de conversie a energiei hidraulice extrase din cursurile de apă”, nr. A/00865/23.11.2012.

[22] L.A. Mituleț, M. Popescu, S. Nicolaie, G. Oprina, R.A. Chihaia, Studiu privind implementarea unor metode de eficientizare a instalatiilor eoliene, The 12th WEC Central & Eastern Europe Regional Energy Forum – FOREN 2014, USB ISSN-L 2284-9491, 22-26 Iunie 2014, București, România, poz. S3-4.

[23] S.N. Jung, T.S. No, K.W. Ryu., Aerodynamic performance prediction of a 30 kW counter-rotating wind turbine system, Renewable Energy, 2005, 30, (5), 631 – 644.

[24] http://www.infinitewindenergyllc.com/IWE_Small2.pdf, Increasing Energy Efficiency for Residential & Commercial. Wind Applications.

[25] http://www.kowintec.com/english/products/main.htm

[26] S.J. Schreck, N.N. Sørensen, M.C. Robinson, Aerodynamic structures and proceses in rotationally augmented flow fields, Wind Energy, vol. 10, pp. 159-178, 2007.

[27] K. Kubo, N. Mihara, A. Enishi, T. Kanemoto, Acoustic Noise from Tandem Wind Rotors of Intelligent Wind Power Unit, Journal of Thermal Science Vol.19, no.2, pp. 120−125, 2010.

[28] K. Kubo, Y. Hano, H. Mitarai, K. Hirano, T. Kanemoto, A. M. Galal, Intelligent wind turbine unit with tandem rotors (discussion of prototype performances in field tests), Current Applied Physics, 10, S326-S331, 2010.

[29] www.greenbuildingforum.co.uk

[30] www.easywindenergy.blogspot.ro

[31] T. Kanemoto, A.M. Galal, Development of Intelligent Wind Turbine Generator with Tandem Wind Rotors and Double Rotational Armatures (1st Report, Superior Operation of Tandem Wind Rotors), JSME International Journal, Series B, vol. 49, no. 2, pp. 450-457, 2006.

[32] L.A. Mituleț, G. Oprina, R.A. Chihaia, S. Nicolaie, A. Nedelcu, M. Popescu, Wind tunnel testing for a new experimental model of counter-rotating wind turbine, Procedia Engineering, Volumul 100, 2015, DOI: 10.1016/j.proeng.2015.01.477, pp. 1141-1149.

[33] G. Oprina, L.A. Mituleț, S. Nicolaie, R. Cîrnaru, D. Cuciureanu, Comparative Analysis of a Counter Rotating Wind Turbine Testing Results, 15th International Multidisciplinary Scientific GeoConference & Expo SGEM 2015, 18-24 iunie 2015, Albena, Bulgaria, pp. 115-122, ISBN 978-619-7105-38-4, ISSN 1314-2704.

[34] *** Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca, Material suport pentru stagii de practică în domeniul dezvoltării software pentru automatizări – MEDIU DE DEZVOLTARE LabVIEW.

[35] M. Bălan, Energii Regenerabile, UT PRES, 2007.

[36] G. N. Tiwari, S. Dubey, Fundamentals of Photovoltaic Modules and Their Applications, RCS Publishing, Cambridge 2010.

[37] Proiect de cercetare finanțat de UEFISCDI: Sisteme hibride de conversie a energiei regenerabile de mică putere integrate într-o microrețea, Contract nr. 36/2012, Coordonator: Universitatea „Politehnica” din Timișoara, Director de proiect: Prof. dr. ing. Octavian Proștean http://www.aut.upt.ro/microren/raport.pdf

[38] A. Chouder, S. Silvestre, B. Taghezouit, E. Karatepe, Monitoring, modelling and simulation of PV systems using LabVIEW, Solar Energy, 2012.

[39] A. El Tayyan, PV system behavior based on datasheet, Journal of Electron Devices, Vol. 9, 2011, pp. 335-341.

[40] W. Peukert, Über die Abhängigkeit der Kapazität von der Entladestromstärke bei Bleiakkumulatoren, Elektrotechnische Zeitschrift 20, 1897.

[41] http://sine.ni.com/cs/app/doc/p/id/cs-13743

[42] http://www.thermoanalytics.com/docs/batteries.html

[43] A. Luque, S. Hegedus, Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, John Wiley & Sons, 2003 ISBN: 0-471-49196-9.

[44] U. Eicker, Solar Technologies for Buildings, University of Applied Sciences, Stuttgart, Germany, Wiley, 2003.

[45] A. Wagner, Photovoltaik Engineering. Handbuch für Planung, Entwicklung und Anwendung, Springer-Verlag, Berlin Heidelberg, 2006.

[46] L.A. Mituleț, A. Nedelcu, S. Nicolaie, R.A. Chihaia, “LabVIEW Design and Simulation of a Small Scale Microgrid”, UPB Sci. Bull., Series C, Electrical Engineering and Computer Science, ISSN 2286-3540 (accept publicare 29.07.2015).

[47] M. R. Patel, Wind and Solar Power Systems, Editura CRC Press Washington D.C., 1999.

[48] B.G. Newman, Actuator-disc theory for vertical-axis wind turbines, Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, Vol. 15, (1983), 347–355.

[49] http://www.thestar.com/business/article/1089651–hamilton-ottawa-u-engineers-add-new-spin-to-wind-power

[50] http://starton.biz/category/hydrokinetic-power/

[51] McGraw – Hill Science & Technology Dictionary/Distribuția Weibull.

[52] L. Barote, I. Negrea, Wind Energy Probability Estimation Using Weibull Distribution Function, Annals of the ORADEA UNIVERSITY, Fascicle of Management and Technological Engineering, Volume VII (XVII), 2008.

[53] S. Wenbo, L. Eun-Kyu, Y. Daoyuan, R. Huang, C. Chi-Cheng, R. Gadh, Evaluating Microgrid Management and Control with an Implementable Energy Management System, the 5th IEEE International Conference on Smart Grid Communications (SmartGridComm 2014), 3-6 Noiembrie 2014.

[54] EnergoBit, Principii moderne de management energetic, EnergoBit Cluj-Napoca, mai 2005.

[55] L. Yunwei, F. Nejabatkhah, Overview of control, integration and energy management of microgrids, Jornal of Modern Power Systems and Clean Energy (2014) 2(3):212–222.

[54] M. Marzband, A. Sumper, M. Chindriș, B. Tomoiagă, Energy Management System of Hybrid Microgrid with Energy Storage, Buletin Agir nr. 3/2012, iunie-august, pp. 635-642.

[55] Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public low-voltage distribution networks, Standard EN 50438, 2013.

[56] Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene, Ordin ANRE 51/2009, 2009.

[57] Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene, Ordin ANRE 29/2013, modificare și completare Norma Tehnică 51/2009, 2013.

[58] Modificarea și completarea Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la rețelele electrice de interes public, Ordin ANRE 63/2014, 2013.

[59] Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru centralele electrice fotovoltaice, Ordin ANRE 30/2013.

[60] Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems, Standard EN 50160, 2011.

[61] ***SIER, Perturbații de tensiune, Standard EN 50160 – Caracteristicile tensiunii în rețelele de distribuție publice.

[62] A. Klajn, M. Bątkiewicz-Pantuła, Application Note Standard EN 50160 Voltage characteristics of electricity supplied by public electricity networks, 2013.

[63] H. Kanchev, D. Lu, F. Colas, V. Lazarov, B. Francois, Energy Management and Operational Planning of a Microgrid With a PV-Based Active Generator for Smart Grid Applications, IEEE Transactions On Industrial Electronics, Vol. 58, No. 10, October 2011.

[64] http://sine.ni.com/cs/app/doc/p/id/cs-13453 (Creating a Microgrid Energy Management System Using NI LabVIEW and DAQ).

[65] H. Albert, Ș. Gheorghe, N. Golovanov, L. Elefterescu, R. Porumb, Calitatea energiei electrice, Contributii. Rezultate. Perspective, Editura AGIR, Bucuresti, 2013.

[66] M.M. Voronca, Finanțarea proiectelor energetice, Curs, București, România, 2011-2012.

[67] M.S. Purser, A Technical and Economic Feasibility Study of Implementing a Microgrid at Georgia Southern University, B.S., Georgia Southern University, 2012.

[68] http://www.retscreen.net/ro/what_is_retscreen.php

[69] J. Stamp, M. Clark, Microgrid System Design and Economic Analysis Tools, DOE Microgrid Workshop, 30 August 2011.

[70] N. Popescu, Management energetic, Seminar „Analiza financiară a unei investiții”.

[71] www.retscreen.net, RETScreen International, Clean Energy Decision Support Centre, Analiză pentru proiectele de energie curată, Curs.

[72] V. Dragotă, A. Ciobanu, L. Obreja, M. Dragotă, Management financiar, Editura Economică, 2003.

[73] C. Tapiero, Risk and Financial Management: Mathematical and Computational Methods, Editura John Wiley & Sons, 2004.

[74] I. Marinescu, Teză de doctorat „Modele de selecție pentru optimizarea portofoliilor”, Universitatea din București, Facultatea de Matematică și Informatică, București, 2011.

[75] I. Grunewald, Teză de doctorat „Managementul riscului financiar – fundamente teoretice și aplicative”, Universitatea Babeș-Bolyai, Facultatea de Științe Economice și Gestiunea Afacerilor, Cluj-Napoca, 2012.

[76] P. Artzner, F. Delbaen, J.-M. Eber, D. Heath, Coherent Measures of Risk, Mathematical Finance, Vol. 9, No. 3 (July 1999), pp. 203–228.

[77] J. Cvitanic, I. Karatzas, On Dynamic Measures of Risk, Finance and Stochastics, Vol. 3, Iss. 4, August 1999, pp. 451-482.

[78] E. Ahonen, Energy frugality: Solar powered microgrids, Thesis submitted for examination for the degree of Master of Science in Technology, Espoo, 2015.

[79] C. Rațiu-Suciu, F. Luban, D. Hîncu, N.C. Ene, Modelarea și simularea proceselor economice, Editura Economică, 2003.

[80]. http://best-excel-tutorial.com/56-charts/212-tornado-chart

[81]. http://www.bvb.ro/info/Introducere%20in%20IFD.pdf

[82]. http://www.kgs.ku.edu/Tis/surf3/s3krig2.html

[83]. I. Goleț, Matematici speciale pentru management, Editura Politehnica, 2010.

[84]. https://ro.wikipedia.org/wiki/Indicatori_ai_dispersiei