Partea practică a lucrării cuprinde două capitole: [310135]

Rezumat

Este prezentată pe scurt evoluția turbinelor eoliene și realizările tehnice marcante din domeniu de-a [anonimizat].

Lucrarea scoate în evidență o comparație a [anonimizat].

[anonimizat], și convertoarele electrice utilizate în cadrul centralelor eoiene.

[anonimizat], și anume: [anonimizat].

Se pune problema calității energiei electrice și anume distrosiunile armonice totale () produse de convertoarele electrice și efectul frecvenței de comutație a semiconductoarelor asupra armonicelor.

Ca urmare a producției de distorsiuni armonice sunt prezentate metode de diminuare a [anonimizat] „single tuned”. Totodată este scos în evidența efectul asupra coeficientului de putere al rețelei electrice.

Partea practică a lucrării cuprinde două capitole:

o simulare în Matlab Simulink ce măsoară cantitatea de distorsiuni armonice introduse în

rețea de către un redresor și diferitele configurații de filtre pasive utilizate ca metode pentru diminuarea perturbațiilor; astfel, prin introducerea filtrelor se îmbunătățește semnificativ coeficientul de putere al rețelei.

o măsurătoare practică asupra a două surse energetice aflate în sisteme diferite pentru a

[anonimizat]; demonstrându-se că puterea crescută a sursei reduce armonicele din rețea și îmbunătățește coeficientul de putere.

[anonimizat].

Fiind una dintre cele mai răspândite metode de obținere a energiei „verde”, [anonimizat]. [anonimizat], dar și creșterea eficienței de generare și distribuție a [anonimizat].

Întrucât majoritatea generatoarelor eoliene sunt conectate la sistemul electroenergetic național/[anonimizat], ori la circuitul de excitație (cazul generatoarelor de inducție dublu alimentate), [anonimizat]. Așadar, limitarea perturbațiilor armonice se poate realiza prin introducerea de filtre pasive. Se pune problema alegerii tipului de filtru pasiv și elaborarea parametrilor tehnici constructivi precum: [anonimizat]. În acest sens s-au făcut simulări în Matlab Simulink, în urma cărora se pot observa diferențele de distorsiuni armonice totale injectate în circuitele surselor de către convertoarele electrice, ca urmare a variațiilor de parametri mai sus menționați. Totodată se va putea observa efectul distorsiunilor armonice asupra defazajului dintre tensiune și curent și, bineînțeles, asupra factorului de putere.

Demonstrat prin măsurători practice, un alt aspect importat, ce-și aduce influența asupra cantității de distorsiuni armonice injectate în sursa de energie de către convertorul electric, îl constituie raportul dintre puterea sursei de energie și puterea consumatorului.

EVOLUȚIA TURBINELOR EOLIENE

Morile de vânt au fost parte integrantă a economiei rurale, pierzând teren abia după apariția unor motoare ieftine pe bază de combustibili fosili și apoi, datorită răspândirii electrificării rurale.

Primul model atestat de moară de vânt a avut originea în Persia în jurul anilor 500-900 d.Hr.. Această construcție a fost folosită inițial pentru pomparea apei, apoi a fost adaptată pentru măcinarea cerealelor. Avea palele verticale realizate din mănunchiuri de lemn ușor, sub forma unor pereți, antrenând un un ax vertical (figura 1). Designul, cunoscut sub numele de „panemone”, este una dintre cele mai puțin eficiente structuri de mori de vânt inventate, însă prezintă avantajul rotirii indiferent de direcția vântului [1].

Figura 1. Morile de vânt din Iran (Persia), funcționale și în zilele noastre [1]

Conceptul de mori de vânt s-a răspândit în Europa după cruciade (1096-1270). Cele mai vechi modele europene, documentate în 1270 d.Hr., aveau axul orizontal, nu vertical. Motivul acestei diferențe nu este cunoscut, dar este probabil rezultatul a doi factori: eolienele europene ar fi putut fi concepute asemeni roților de apă ce aveau axul orizontal. Roata de apă fiind cunoscută în Europa cu mult timp înainte, sau modelul cu ax orizontal era mai eficient (randament mai bun). În general, aceste mori aveau patru pale montate pe un ax central.

Constructorii europeni de eoliene au îmbunătățit tehnologia de-a lungul secolelor, olandezii introducând turnului morii cu mai multe niveluri în care operatorii morilor își desfășurau activitatea și chiar locuiau, astfel s-a putut realiza orientarea palelor în funcție de direcția vântului (figura 2), iar englezii au introdus o serie de comenzi automate [2].

Figura 2. Moară de vânt cu turn pe niveluri și mecanismul de girație al rotorului [3], [4]

Începutul utilizării morilor de vânt (sau a turbinelor eoliene) pentru a genera energie electrică poate fi identificat la sfârșitul secolului al XIX-lea, utilizându-se generatoare eoliene de 12 kW c.c. construite de Brush în SUA, cercetarea realizându-se de LaCour în Danemarca.

Cu toate acestea, pentru cea mai mare parte a secolului al XX-lea nu a existat un interes prea mare pentru utilizarea energiei eoliene, decât pentru încărcarea bateriilor pentru locuințele îndepărtate, iar aceste sisteme cu consum redus de energie au fost rapid înlocuite odată ce accesul la rețeaua electrică a devenit disponibil.

O excepție notabilă a fost turbina eoliană Smith-Putnam de 1250 kW construită în SUA în 1941 (figura 3). Această turbină eoliană avea un rotor din oțel cu diametrul de 53 m și un control total al unghiului palei, rămânând cea mai mare turbină eoliană construită timp de 40 de ani [5].

Golding (1955), Shepherd și Divone în Spera (1994) oferă o istorie fascinantă a dezvoltării timpurii a turbinelor eoliene. Aceștia înregistrează turbina eoliană Balaclava de 100 kW cu diametrul de 30 m în URSS-ul de atunci în 1931, și modelul pneumatic Andrea Enfold 100 kW cu diametrul de 24 m construit în Marea Britanie la începutul anilor 1950.

Figura. 3 Turbina eoliană Smith-Putnam de 1250 kW [6]

În Danemarca, turbine eoliană Gedser de 200 kW cu diametrul de 24 m a fost construită în 1956, în timp ce Electricite 'de France a testat o turbină de 1,1 MW cu diametrul 35 m în 1963. În Germania, profesorul Hutter a construit în anii 1950 și 1960 o serie de turbine inovatoare, ușoare. În pofida acestor progrese tehnice și al entuziasmului, a existat un interes redus în generarea de energie eoliană până când, prețul petrolului a crescut dramatic în 1973.

Creșterea bruscă a prețului petrolului a stimulat o serie de programe substanțiale de cercetare, dezvoltare și demonstrație, finanțate de guverne. În SUA, acest lucru a condus la construirea unei serii de turbine prototip începând cu modelul Mod-0 cu diametrul de 38 m în 1975 și culminând cu modelul Mod-5B cu diametrul de 97,5 m în anul 1987. Programe similare au fost desfășurate în Marea Britanie, Germania și Suedia [5].

În 1997, Comisia Uniunii Europene a publicat Cartea Albă (CEU, 1997), prin care se solicită ca 12% din cererea de energie brută a Uniunii Europene să fie acoperită din surse regenerabile până în 2010 [5].

Astfel, energia din surse regenerabile în UE a crescut puternic în ultimii ani. Mai concret, ponderea energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie a ajuns la o valoare aproape dublă în ultimii ani, de la aproximativ 8,5 % în 2004 până la 17,0 % în 2016.

Această evoluție pozitivă a fost determinată de obiectivele obligatorii din punct de vedere juridic, de creștere a ponderii energiei din surse regenerabile prevăzute de Directiva 2009/28/CE privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile.

Deși UE în ansambu este pe cale să își îndeplinească obiectivele pentru 2020, unele state membre vor trebui să depună eforturi suplimentare pentru a-și îndeplini obligațiile [7].

În 2018, energia regenerabilă a reprezentat 18,9% din energia consumată în UE, pe o direcție favorabilă pentru obiectivul de 20% din 2020 [12].

Figura 4. Ponderea energiei din surse regenerabile în 2018 și obiectivul UE [12]

Tendința actuală la nivel mondial în ceea ce privește energia eoliană prezintă o evoluție clară a puterii instalate, astfel în 2017 s-a ajuns la 539 GW putere instalată (figura 5), iar la sfârșitul anului 2018 la 600 GW; toate turbinele eoliene instalate până la sfârșitul anului 2018 putând acoperi aproape 6% din cererea globală de energie electrică [8].

Figura 5. Evoluția puterii instalate provenite din energie eoliană între anii 2013-2017 [9]

În prezent cea mai mare turbină eoliană, model V164 are o putere instalată de 10 MW fiind produsă de Vestas, însă aceasta urmează a fi devansată de modelul Haliade-X produs de GE Renewable Energy 12MW cu un diametru al rotorului de 220m și o înălțime a turnului de 260m [10].

STUDIUL TURBINELOR EOLIENE

Un criteriu de bază al clasificării turbinelor eolene îl constituie orientarea axului rotorului, astfel se disting două mari categorii și anume, turbine cu ax orizontal (HAWT – Horizontal Axis Wind Turbine) și turbine cu ax vertical (VAWT – Vertical Axis Wind Turbine), astfel:

– VAWT, la acest tip axul rotorului este perpendicular pe direcția vântului, adică perpendicular pe sol. Acestea sunt la rândul lor clasificate în turbine de tip: Darrius, Savonius, Helical, etc.; cu diferite modele hibride, configurații ale numărului de pale și ale unghiurilor de incidență (figura 6) [11].

Figura 6. Tipuri de VAWT: 1- Helical (gorlov), 2,4-Darrius (diferite configurații), 3-Mix Savonius și Darrius, 5,6,7,8,10,12-Tip H (diferite configurații), 9-Savonius,

11-Tip Savonius răsucit. [12]

– HAWT, sunt tubinele cele mai răspândite, la acest tip, axul rotorului este paralel cu direcția vântului sau cu alte cuvinte, paralel cu solul. În funcție de numărul de pale, acestea se împart în turbine cu: o pală, două, trei, sau multi-pale [13].

Turbinele eoliene multi-pale (figura 7-a), produc un cuplu ridicat la viteze reduse ale rotoarelor fiind utilizate din secolul al XIX-lea pentru pomparea apei în ferme.

Turbinele eoliene moderne, (figura 7-b) au de obicei două sau trei pale și lucrează la viteze de rotație mult mai mari, făcându-le potrivite pentru generarea de energie electrică [15].

Figura 7. a) Turbină eoliană multipală antrenând o pompă de apă.

b) HAWT cu trei pale (turbină Vestas V52 850 kW) [16]

Structura turnului – HAWT sunt montate pe un turn, așadar atât partea inferioară cât și superioară sunt supuse acțiunii vântului, deci proiectarea lui reprezintă un aspect esențial al întregului sistem. În schimb, VAWT pot fi montate la nivelul solului eliminând astfel structura turnului și suspendarea greutății ansamblului mașinii, prin urmare poate fi exploatată aproape de nivelul solului [16]. În comparație cu toate tipurile de VAWT, HAWT necesită o structură masivă (turn), care este costisitoare, însă avantajul turnului constă în posibilitatea exploatării unor viteze ale vântului superoare nivelului solului.

Mecanismul de girație (Yaw mechanism) – Diferența dintre VAWT și HAWT este că VAWT sunt omnidirecționale, adică pot utiliza vântul din orice direcție, pe când HAWT necesită un mecanism de girație ce include costuri suplimentare pentru partea de control și cea mecanică. Cost – Costul turbinelor eoliene cuprinde costul de: producție pentru configurația totală, pregătire a șantierului, de instalare a turbinei eoliene și alte componente cum ar fi cutia de viteze, generatorul, conductorii etc., precum și costul de întreținere. Costul turbinei eoliene este exprimat în cost pe energie generată, adică cost/kWh.

Construcție rotor- Palele unui sistem HAWT sunt autoportante, deoarece baza lor este atașată direct pe axul de rotație, în schimb la majoritatea VAWT, palele rotorului sunt susținute de brațe de sprijin ce adaugă o structură și o masă suplimentară turbinei, determinând rotorului o rezistență la înaintare suplimentară (turbionări).

Fabricația palelor este mai ușoară pentru VAWT de tip H-rotor față de alte modele, precum turbinele Darrieus, Helical (Gorlov) și Savonius ce sunt mult mai complexe deoarece palele sunt curbate și/sau răsucite, fiind foarte dificil de construit și transportat. Palele turbinelor moderne HAWT, au și ele o construcție complexă datorită înconvoierii și modificării lungimii de coardă de-a lungul palei [13].

Performanța – Coeficientul de putere este folosit pentru a măsura performanța turbinelor eoliene, acesta stabilește, cât de eficient turbina eolienă transformă energia vântului în energie electrică. Potrivit fizicianului Albert Betz din Germania, o turbină eoliană nu poate converti mai mult de 59,3% din energia cinetică a vântului, în energie mecanică. Pentru HAWT, valoarea este de obicei cuprins între 0,40 și 0,50. Este greu de afirmat valoarea exactă a pentru VAWT, existând o gamă variată de modele, așadar, valorile sunt bazate pe studii teoretice și pe rezultate experimentale [17].

Controlul puterii – Majoritatea HAWT folosesc controlul pasului palelor ce necesită un sistem de control complicat, precum și un sistem mecanic. Pentru turbinele Darrieus, nu este posibil controlul puterii folosind modificarea pasului palelor.

Unul dintre pionierii tehnologiei VAWT, Peter Musgrove (figura 8), a inventat VAWT cu geometrie variabilă, în care palele pot fi pliate la viteze puternice ale vântului, evitând depășirea vitezei maxime a turbinei.

Figura 8. Rotorul lui Musgrove [18],[19]

Frânarea mecanică este o metodă complementară frânării electrice sau aerodinamice, este de dorit în majoritatea cazurilor (ca măsură de siguranță). Pentru VAWT se utilizează frânarea mecanică ce este plasată în partea de jos a turnului.

Aspecte teoretice privind rotoarele turbinelor eoliene

Raportul vitezei de capăt („tip speed ratio”) ()

Performanța unei turbine eoliene poate fi exprimată sub forma coeficientului de cuplu () și a coeficientului de putere (), în comparație cu raportul vitezei de capăt al palei (sau marginea extremă a palei) denumit și TSR – (Tip Speed Ratio). TSR este raportul între viteza de capăt a palei și viteza vântului, TSR poate fi determinat ca [20], [21]:

(1)

unde: -viteza vârfului palei sau viteza periferică a rotorului (m/s); -este viteza unghiulară a rotorului (rad/s); -este raza rotorului (m); -este viteza vântului (m/s).

Soliditatea („Solidity”) ()

Odată cu creșterea solidității turbinei crește și cuplul arborelui acesteia, creșterea se datorează faptului că o suprefață mai mare a rotorului interacționează cu viteza vântului. Așadar, la o soliditate mare avem un cuplu mare dar o turație redusă și invers, la o soliditate mică avem un cuplu redus dar o turație mare [22]. Formula solidității:

pentru turbine VAWT – H-Darrieus [23] (2)

unde: -este lungimea corzii palei (m); -este numărul de pale; -este raza rotorului.

– pentru turbine VAWT – Darrieus [24] (3)

unde: -este lungimea corzii palei (m); -este numărul de pale; -este lungimea palei; -este suprafața de trecere sau măturare; -este diametrul rotorului.

– pentru HAWT [25] (5)

unde: -este aria palei; -este numărul de pale; -este raza rotorului.

Numărul Reynolds ()

Este raportul dintre forța de inerție și forța vâscoasă în sistemul de curgere. Cu cât este mai mare cu atât va fi mai mare contribuția relativă a efectului de inerție. Formula :

sau [25] (6)

unde: -viteza fluxului de fluid (aer); -lungimea palei; -densitatea fluidului (aer); -vâscozitatea dinamică a fluidului (aer); -coarda palei (m); -vâscozitatea cinematică a fluidului.

Suprafața de trecere sau măturare a unei turbine („Swept Area”) – ()

Pentru VAWT această suprafață depinde atât de diametrul turbinei cât si de lungimea palei turbinei. Formula :

[26] (7)

(pentru VAWT la care lungimea palei nu coincide cu înalțimea turbine)

unde: -este diametrul turbinei (m); -este lungimea palei turbine.

[26] (8)

(pentru VAWT la care înălțimea rotorului coincide cu lungimea palei)

unde: -este raza bazei rotorului; -este înalțimea rotorului.

[26] (9)

(pentru HAWT)

unde: -este raza rotorului.

Influența coeficientului de soliditate asuptra coeficientului de putere în raport cu tipul constructiv de rotor eolian

H-Darrieus

În lucrarea [23] se poate observa influența factorului de soliditate (), modificat prin valoarea lungimii corzii (), în raport cu turația rotorului și viteza vântului al unui rotor H-Darrieus cu următoarele specificații: înălțime: 3.236 m, diametru: 2 m, număr de pale: 3, profil pală: NACA 0018 (simetric).

Figura 9. Coeficientul puterii rotorului ca funcție a vitezei unghiulare a rotorului și a vitezei vântului pentru lungimea coarzii palei (c) =0.15 m (σ = 7.2%)

Figura 10. Coeficientul puterii rotorului ca funcție a vitezei unghiulare a rotorului și a vitezei vântului pentru lungimea coarzii palei (c) =0.20 m (σ = 9.5%)

Figura 11. Coeficientul puterii rotorului ca funcție a vitezei unghiulare a rotorului și a vitezei vântului pentru lungimea coarzii palei (c) =0.30 m (σ = 14.3%)

Modificarea coeficientului de putere al rotorului față de maximul său minimul solidității rotorului poate fi evaluată în figurile 9-11, unde influența benefică a valorii ridicate a numărului Reynolds al palelor determină creșterea performanțelor, invers proporțional cu factorul de soliditate [23].

Darrieus

În lucrarea [27] este utilizat ca și model de bază o turbină eoliană Darrieus (figura 12-a) cu următoarele specificații: înălțime: 3.236 m, diametru: 17 m, număr de pale: 2, profil pală: NACA 0015 (simetric), lungime coardă (): 0,61 m. Pe baza acestui model, sunt luate în considerare patru alte variante de turbine cu trei și patru pale (figura 12- b și c). Pentru un număr dat de pale, sunt studiate două versiuni ale turbinei: una cu aceeași lungime a corzii, iar cealaltă cu aceeași soliditate așa cum este prezentat în Tabelul 1. Acest studiu se concentrează pe viteza de rotație de 38,7 r.p.m. la care sunt disponibile măsurări ale cuplului de la TSR = 2 la TSR = 8 pentru turbina cu două pale.

Figura 12. 2-pale (a), 3- pale (b) și 4- pale (c) [27]

Table 1. Număr de pale, lungime coardă și soliditate a turbinei [13]

În cadrul acestui model constructiv, formula solidității este ecuația (3).

Curba medie a coeficientului de putere () depinde de soliditatea turbine. Dacă creștem soliditatea prin creșterea numărului de pale, curbele de putere sunt deplasate spre TSR inferioar (figura 13).

Rezultatele numerice arată că crește odată cu soliditatea. Îmbunătățirea performanțelor așteptate odată cu numărul mai mare de pale este echilibrată de creșterea frânării traverselor de legătură [28]. Se poate observa totuși că, cu cât numărul de pale este mai mare, cu atât este mai ridicat .

Figura 13. Curba puterilor pentru diferite modele de turbine [27]

Concluzii

În cazul H-Darrieus, din analiza curbelor de putere ale rotorului se poate deduce că o valoare redusă a solidității rotorului duce la un coeficient de putere mai mare. Pe de altă parte, viteza unghiulară optimă este mai mare, ceea ce duce la constrângeri structurale. Având în vedere cele două tendințe (viteza de rotație crescută față de producția mare de energie), ar trebui să se adopte o configurație de compromis, pentru a obține o eficiență aerodinamică ridicată și o ușurință a controlului rotorului, precum și sarcini structurale reduse pe palele rotorului [23].

Însă, în cazul turbinei Darrieus și a celei cu ax orizontal cu pale drepte cu lungime a corzii constantă conform [25], modelele cu o soliditate crescută vor avea un cuplu mai puternic la valori scăzute ale vitezei de capăt a palei (λ), făcându-le capabile să “pornească” la valori scăzute ale vântului; astfel, este crescut potențialul de absorție a energiei eoliene chiar și în zone cu medii ale vitezei vântului scăzute [25].

CONFIGURAȚII DE TURBINE EOLIENE

Principiul funcționării turbinelor eoliene se bazează pe două procese bine cunoscute:

conversia energiei cinetice a aerului în energie mecanică,

mecano-electrică a energiei prin intermediul unui generator și transmiterea acesteia la parametrii doriți, rețelei electrice [29].

Turbine eoliene pot fi clasificate în cinci concepte [30]:

Tipul 1, (figura 14) este o construcție robustă si simplă. Această configurație reprezintă turbina eoliană cu turație fixă, cu un generator de inducție cu rotor în scurtcircuit conectat direct la rețea prin intermediul unui transformator. Din moment ce generatorul de inducție cu rotor în scurtcircuit absoarbe energie reactivă din rețea, în această configurație este montat un banc de condensatori pentru compensarea puterii reactive.

Conexiunea la rețea are loc prin încorporarea unui soft-starter. Indiferent de principiul de control al puterii într-o turbină eoliană cu viteză fixă, fluctuațiile vântului sunt transformate în fluctuații mecanice și apoi în fluctuații de energie electrică. Acestea pot produce fluctuații de tensiune la punctul de conectare în cazul unei rețele slabe. Din cauza acestor fluctuații de tensiune, turbina eoliană cu viteză fixă ​​absoarbe cantități variate de energie reactivă din rețea (în cazul absenței unui banc de condensatori), ce ar crește atât fluctuațiile de tensiune cât și pierderile în rețea. Astfel, principalele dezavantaje ale acestui concept sunt: nu se susține niciun control al vitezei, necesită o rețea puternică, construcția mecanică trebuie să facă față stresului mecanic ridicat datorat rafalelor de vânt.

Figura 14. Model reprezentativ pentru tipul 1 de turbină eolienă [30]

Tipul 2, (figura 15) această configurație corespunde turbinei eoliene de turație controlată variabil limitat având rezistența rotorului generatorului variabilă. Utilizează generatoare de inducție cu rotorul bobinat (WRIG-Wound Rotor Induction Generator). Un banc de condensatori efectuează compensarea puterii reactive, conectarea lină la rețea se realizează cu ajutorul unui soft starter. Caracteristica unică a acestui concept este aceea că are o rezistență variabilă suplimentară la rotor, ce este modificată de un convertor controlat optic montat pe arborele rotorului. Acest cuplaj optic elimină necesitatea inelelor alunecătoare costisitoare ce necesită întreținere. Prin modificarea rezistenței rotorului, alunecarea și astfel puterea de ieșire a sistemului sunt controlate. Plaja de control dinamic al vitezei depinde de valoarea rezistenței variabile a rotorului, intervalul de viteză este de la 0-10% peste viteza sincronă.

Figura 15. Model reprezentativ pentru tipul 2 de turbină eolienă [30]

Tipul 3, (figura 16) cunoscut în mod obișnuit ca generatorul asincron cu dublă alimentare (DFIG- Doubly Fed Induction Generator), duce modelul tipului 2 de turbină eoliană la nivelul următor, adăugând circuitului rotorului o excitație de frecvență variabilă (în locul unei rezistențe simple). Excitația rotorului este alimentată prin intermediul inelelor alunecătoare printr-un convertor sursă de tensiune (evaluat la aproximativ 30% din valoarea nominală a generatorului de energie), care poate regla amplitudinea și faza curentului rotorului aproape instantaneu. Convertorul rotorului este conectat spate-în-spate cu convertorul de rețea, care face schimbul de putere direct cu rețeaua.

O cantitate mică de energie injectată în circuitul rotorului poate avea ca efect un bun control al puterii în circuitul statorului. Pe lângă puterea reală livrată în rețea din circuitul statorului generatorului, energia este furnizată rețelei prin invertorul conectat la rețea atunci când generatorul depășește viteza sincronă.

Când generatorul se rotește mai lent decât viteza sincronă, puterea reală circulă din rețea, prin convertor, și de la rotor la stator.

Aceste două moduri, realizate de natura celor patru cadrane ale celor două convertoare, permit o gamă mult mai largă de viteze, atât viteza sincronă superioară cât și cea inferioară.Mai mult de atât, acest convertor efectuează compensarea puterii reactive și o conectare lină la rețea.

Intervalul de reglare a vitezei rotorului este mare comparativ cu cel al tipului 2. În plus, captează energia care în tipul 2 era eliminată prin căldură cu ajutorul rezistențelor variabile ale rotorului. Convertorul face ca acest concept să fie atractiv din punct de vedere economic. Principalele sale dezavantaje sunt: utilizarea inelelor alunecătoare și schemele de protecție în cazul scurticiruitelor pe rețea [29].

Figura 16. Model reprezentativ pentru tipul 3 de turbină eolienă [30]

Tipul 4, (figura 17) corespunde turbinei eoliene cu control maxim al turației, oferind o mare flexibilitate în proiectare și funcționare, deoarece puterea electrică a mașinii rotative este transmisă la rețea printr-un convertor de frecvență de tip spate-în-spate, ce efectuează și o conexiune lină la rețea pentru întreaga gamă de viteze. Turbinei i se permite să se rotească la o viteză aerodinamică optimă, rezultând un curent alternativ de ieșire, "sălbatic". În plus, cutia de viteze poate fi eliminată, astfel încât mașina se poate roti la o viteză redusă generând o frecvență electrică cu mult sub cea a rețelei; aceasta nu reprezintă o problemă pentru o turbină de tip 4, deoarece convertoarele reglează parametrii.

Mașinile rotative de acest tip au fost construite ca mașini sincrone cu rotor bobinat, asemănătoare cu generatoarele convenționale găsite în instalațiile hidroelectrice, având un control al cutenrului de câmp și un număr mare de poli, ca și mașinile sincrone cu magneți permanenți.

Pe baza capacității convertorului de pe partea mașinii, de a controla curgerea de putere activă și reactivă, ar putea fi utilizat orice tip de mașină electrică. Evoluția dispozitivelor electronice de putere și control din ultimul deceniu a determinat eficiența crescută a convertoarelor. Cu toate acestea, trebuie mentionat faptul ca, convertoarele electronice de putere trebuie sa fie dimensionate corect pentru a face față plajei maxime de putere a mașinilor rotative.

Figura 17. Model reprezentativ pentru tipul 4 de turbină eolienă [30]

Tipul 5, (figura 18) constă într-un angrenaj de acționare cu viteză variabilă cuplat la un convertor cuplu/turație, la rândul său fiind cuplat la un generator sincron.

Convertorul cuplu/turație modifică viteza variabilă a arborelui rotorului eolienei la o viteză constantă a arborelui de ieșire. Generatorul sincron cuplat, funcționează la o viteză fixă (corespunzătoare frecvenței rețelei), poate fi apoi conectat direct la rețea printr-un întrerupător de sincronizare a circuitului. Generatorul sincron poate fi proiectat corespunzător pentru orice viteză dorită (de obicei cu 6 sau 4 poli) și tensiune. Această abordare necesită controlul vitezei și al cuplului convertorului cuplu/turație împreună cu Regulatorul Automat de Tensiune (AVR), un sistem de sincronizare și sistemul de protecție inerent generatorului.

Figura 18. Model reprezentativ pentru tipul 5 de turbină eolienă

Mașini electrice utilizate în centralele eoliene

Există diverse tipuri de mașini electrice ce sunt utilizate în domeniul producției energiei eoliene. Nu există un criteriu clar pentru alegerea unei anumite mașini electrice care să funcționeze ca și generator eolian. Generatorul eolian poate fi ales în funcție de puterea instalată, locul turbinei, tipul de sarcină și simplitatea controlului.

În domeniu eolian se disting următoarele tipuri de generatoare eoliene: BLDC (BrushLess D.C.), PMSG (Permanent Magnet Synchronous Generator), SG (Synchronous Generator), DFIG (Double Fed Induction Generator), Brushless DFIG.

BLDC

Mașinile BLDC sunt utilizate la scară largă pentru turbine eoliene cu puteri de până la (15kW), datorită controlului simplu, construcției compacte, greutății reduse, răcire ușoară, zgomot scăzut, întreținere minimă.

Având sursa de câmp magnetic în interiorul mașinii, BLDC sunt cele mai eficiente mașini electrice. Introducerea recentă a magneților de tip Neodim a făcut posibilă realizarea unor densități foarte mari de flux magnetic în aceste mașini, făcându-le compacte. În rotor nu există circulația curentului, prin urmare rotorul unui generator BLDC nu se încălzește. Absența periilor, comutatoarelor mecanice și inelelor alunecare prin introducerea magneților permanenți (PM-Permanent Magnet), limitează necesitatea unei întrețineri regulate și reduce riscul de defecte asociate acestor elemente. Mai mult, nu există zgomot asociat contactului mecanic [31], [32]. Pierderile prin curenti turbionari (Eddy current) sunt reduse prin construirea statorului din tole metalice [33].

Secțiunea transversală a unui generator BLDC trifazat cu patru poli este prezentată în figura 19, prin rotirea rotorului se induce în stator o tensiune electromotoare de formă trapezoidală așa cum se arată în figura 20. Înfășurarea statorică concentrică a mașinii și distribuția dreptunghiulară a fluxului magnetic în spațiul de aer generează această formă de undă nesinoidală. Datorită acestei forme de undă, un generator BLDC are o densitate de putere mai mare cu aproximativ 15% față de unul PMSG, care are o configurație sinusoidală a înfășurării și o distribuție sinusoidală a fluxului magnetic în spațiul de aer [34].

Figura 19. Secțiune transversală a unui generator BLDC (tip cu rotor interior) [35]

Figura 20. Forma de undă a tensiunii electromotoare a unui generator BLDC [35]

Diferența dintre mașinile BLDC și cele sincrone constă în faptul că primele au înfășurările statorice bobinate în formă trapezoidală, având foma de undă trapezoidală – fiind pretabile pentru sisteme eoliene de curent continuu; în contrast, mașinile sincrone au înfășurările statorice bobinate sinusoidal, producând o formă de undă sinusoidală a tensiunii electromotoare.

Figura 21, prezintă circuitul echivalent al unui generator BLDC conectat la o punte redresoare, acesta este modul cel mai simlu de utilizat al unei mașini BLDC pentru aplicații eoliene. Puntea de diode redresează tensiunile variabile ca frecvență, cauzate de diferitele viteze ale vântului. De obicei, acest tip de generatoare eoliene este utilizat pentru încărcarea bateriilor.

Figura 21. Punte redresoare activă (a), redresoare simplă (b), cu sursă BLDC [35]

PMSG

Acest tip de mașini pot fi ulilizate pentru aplicații eoliene atât cu viteză variabilă, cât si pentru cele cu viteză fixă. Conversia puterii vântului pentru PMSG se poate face prin acționare directă (DD-direct drive). Acestă conversie ajută la eliminarea cutiilor de viteze dintre turbină și generator, sistemele fiind mult mai ieftine necesitând o mentenanță redusă. Prin urmare, turația redusă produsă te turbină este și turația de funcționare a generatorului.

Figura 22, prezintă un sistem energetic eolian unde PMGS este conectat la o punte redresoare urmată de un convertor ridicător de tensiune (boost converter). În acest caz convertorul ridicator de tensiune controlează cuplul electromagnetic. Partea de alimentare a convertorului reglează tensiunea de c.c. și controlează factorul de putere de intrare. Un dezavantaj al acestei configurații este utilizarea diodelor redresoare care cresc amplitudinea curentului și pierderile.

De asemenea comutația diodelor duce la o scădere a tensiunii de cca. 5-10%. Partea de rețea a convertorului (GSC – Grid Side Converter) poate controla puterea activă și reactivă ce este furnizată rețelei. Regulatorul automat de tensiune (AVR-Automatic Voltage Regulator) colectează informația de la turația turbinei, legătura de tensiune/curent de c.c., și tensiune/curent de pe partea rețelei, și calculează modelul pentru Modulația Lățime Puls (PWM) pentru convertor. Această configurație este utilizată pentru sisteme energetice eoliene de puteri sub 50kW.

Figura 22. PMSG utilizând un redresor/invertor [35]

În figura 23, este utilizat un convertor spate în spate (back-to-back convertor) ca interfață între rețea și statorul PMSG. Turbina poate fi exploatată la eficiența sa maximă, iar variațiile de turație ale PMSG pot fi controlare utilizând un convertor pentru putere ce este capabil să manevreze fluxul maxim de putere.

Figura 23. PMSG utilizând un convertor spate-în spate [35]

SG – Generatoare sincrone cu excitație electrică

Generatorul sincron cu rotorului bobinat este de asemenea utilizat ca generator eolian (figura 24), dar unul dintre dezavantajele majore poate fi complexitatea și costul acestuia. Generatoarele cu acționare directă fără cutie de viteze au turația redusă dar au un număr mare de poli. Generatoarele cu mai puțini poli au viteze de rotație mai mari, astfel încât este nevoie de o cutie de viteze, ceea ce mărește costurile.

Figura 24. Generator eolian sincron cu rotorul bobinat [36]

Generatoarele sincrone produc energie electrică a cărei frecvență fundamentală de ieșire este sincronizată cu viteza de rotație a rotorului, conform formulei [37]:

(10)

unde: -frecvența (Hz); -viteza rotorului (rpm); -număr perechi de poli.

DFIG

Frecvența semnalului de c.a. generat de stator se reglează prin variația frecvenței de alimentare a rotorului alimentat prin intermediului SRU – Slip Ring Unit (figura 25) [38]. Sistemele cu generator de inducție dublu alimentat sunt cea mai eficientă opțiune pentru puteri ale turbinelor eoliene de peste 1,5 MW, de exemplu, pentru aplicații off-shore.

Figura 25. Sistem de alimentare cu inele alunecătoare SRU [39]

Sistemele DFIG oferă câteva avantaje în comparație cu sistemele care folosesc convertoare în linie, și anume:

Energia principală este transferată prin înfășurările statorice ale generatorului, ce este direct

conectat la rețea. Aproximativ 65-75% din puterea totală este transmisă prin înfășurările statorice, iar 25% din puterea totală este transmisă prin convertor înfășurărilor rotorice. Astfel, convertorul fiind proiectat pentru 25% din puterea sistemului, costurile și dimensiunile sunt considerabil reduse.

În timp ce există aceleași pierderi în ambele aplicații (convertor în linie și DFIG) pierderile

invertorului pot fi reduse de la aproximativ 3% la 0.75%, invertorul DFIG transferând doar 25% din putrea totală. Astfel, poate fi obținută o eficientizare de aproximativ 2-3%.

Sistemul oferă un control al puterii energiei active și reactive. Armonicele invertorului sunt

reduse deoarece acesta nu este conectat la înfășurările principale ale statorului.

Brushless DFIG (fără perii)

DFIG fără perii oferă reduceri semnificative de costuri și îmbunătățește fiabilitatea în comparație mașinile DFIG convenționale. Nu necesită inele de alunecare sau echipamente de extracție a carbonului [40].

DFIG moderne fără perii nu a fost niciodată comercializate, dar mai multe mașini prototip au fost construite în ultimii ani de mai multe institute de cercetare din întreaga lume [41]. În figura 26, este prezentată o schemă imaginată a unui DFIG Brusless, inspirată din construcția generatoarelor sincrone cu generator pilot.

Figura 26. Schemă de principiu al unei turbine eoliene folosind DFIG fără perii

PUTEREA UNEI TURBINE EOLIENE CU AX ORIZONTAL

Puterea vântului

Pentru a capta în mod eficient energia eoliană, mai mulți parametri cheie trebuie luați în considerare: densitatea aerului, suprafața palelor, viteza vântului și suprafața rotorului. Forța vântului este mai puternică la densități mai mari de aer. Prin urmare, energia cinetică a vântului depinde de densitatea aerului; așadar, vânturile mai grele (mai dense) transportă mai multă energie cinetică. La presiunea atmosferică normală și la 15⁰ C (59⁰ F), masa aerului este de 1.225 , dar dacă umiditatea crește, densitatea scade ușor. Densitatea aerului este influențată și de temperatură; prin urmare, vânturile mai calde sunt mai puțin dense decât cele reci, iar la altitudini mari aerul este mai puțin dens datorită presiunii scăzute [42].

În plus, suprafața palelor joacă un rol important în energia eoliană captată. Cu cât pala este mai lungă, cu atât suprafața rotorului turbinei eoliene este mai mare și, prin urmare, se poate capta mai mult vânt în aceleași condiții [42]. Un alt parametru, viteza vântului; se presupune că energia cinetică a vântului să crească pe măsură ce crește și viteza acestuia [42].

Expresia energiei cinetice a vântului se poate exprima ca:

[35] (11)

unde: -energia cinetică totală a vântului;-energia cinetică extrasă, -masa vântului; -vitea vântului; -densitatea aerului; -volum, -aria rotorului; -lungimea palei; -grosimea „discului de aer”; și -sunt vitezele vântului după și înainte de trecerea prin turbină

Din expresia (11) reiese că puterea vântului () este:

[35] (12)

[35] (13)

Legea lui Benz [35]

Legea lui Betz demonstrează puterea maximă teoretică care poate fi extrasă din vânt. Turbina eoliană extrage energia din energia cinetică a vântului. Viteze mai mari ale vântului determină o energie extrasă mai mare. Trebuie remarcat faptul că viteza vântului după ce străbate rotorul turbinei (se extrage energia cinetică) este mai mică față de viteza inițială de intrare în turbină. Aceasta înseamnă că există două viteze ale vântului: una inițială în care vântul se află (în fața) la intrarea în turbină și viteza secundară, de după (în spatele) turbinei.

Figura 27, arată ambele viteze ale vântului; după turbină, vântul are o viteză scăzută. Viteza scăzută a vântului, de după turbină, oferă informații referitoare la cantitatea posibilă de energie ce a fost extrasă din energia totală a vântului.

(14)

unde: -este puterea maximă extrasă din vânt.

Figura 27. Viteza vântului, înainte și după turbină [35]

Relația cantității totale de putere față de cea extrasă poate fi calculată astfel:

, (15)

, (16)

. (17)

Pentru cantitatea maximă de putere extrasă, raportul vitezei vântului, după și înainte de turbină se poate calcula utilizând:

, (18)

(19)

Astfel, înlocuind în ecuația (17) valoarea , obținem: (20)

Coeficientul de putere al turbinei eoliene

Coeficientul de putere este raportul dintre puterea de ieșire electrică a turbinei eoliene și puterea eoliană totală, formula (15). Curba coeficientului de putere al unei turbine eoliene este prezentată în figura 28.

Coeficientul de putere depinde de modelul specific al turbinei eoliene (în special de structura aerodinamică a palelor). Fiecare turbină eoliană are propriul său coeficient de putere care depinde în principal de raportul vitezei de vârf .

În plus, coeficientul de putere depinde de unghiul de atac, așa cum se arată în figura 28. Există o mare diferență între coeficientul de putere al unei turbine eoliene on-shore (pe uscat) și al uneia off-shore (în larg). Pentru turbinele on-shore, palele sunt proiectate astfel încât raportul vitezei de vârf să fie limitat la aproximativ 50–70 m/s, deoarece vârfurile palei produc zgomot excesiv. Pe de altă parte, zgomotul nu joacă un rol important în cadrul turbinelor off-shore iar vitezele mai mari duc la valori mai mari ale [43].

Figura 28. Viteză vs. puterea în raport cu valorile diferite ale unghiului de pas pentru o turbină cu ax vertical [35]

Controlul aerodinamic al puterii turbinelor eoliene cu ax orizontal

Turbinele eoliene sunt concepute pentru a produce energie electrică cât mai ieftin posibil, acestea sunt proiectate astfel încât să producă o putere maximă la viteze ale vântului de aproximativ 15 m/s. Nu rentează proiectarea unei turbine care să maximizeze producția de energie la vânturi puternice, deoarece astfel de vânturi sunt rare.

În cazul vânturilor prea puternice, este necesar să se piardă o parte din excesul de energie al vântului pentru a evita deteriorarea turbinei eoliene. Toate turbinele eoliene sunt proiectate cu un tip de control al puterii [44].

Aerodinamica palelor turbinelor eoliene este similară cu cea a avioanelor. Pala se rotește în vânt, deoarece aerul care curge de-a lungul suprafeței extradosului, datorită formei aerodinamice, crează o depresiune odată cu creșterea vitezei fileurilor de aer pe extrados; diferența de presiune dintre extrados și intrados, face ca pala să capete un efect de portanță.

Figura 29. Forțele ce acționează asupra unei secțiuni de pală, la acțiunea fileurilor de aer

Unghiul de atac al palei joacă un rol esențial în determinarea cantității de forță și a cuplului generat de turbină. Prin urmare, este un mijloc eficient de a controla cantitatea de energie captată.

Există trei metode aerodinamice pentru controlul și captarea energiei pentru turbine eoliene de dimensiuni mari: controlul pasiv (passive stall), controlul activ (active stall), controlul pasului-unghiului de atac (pitch control) [45].

Controlul pasiv („passive stall”)

În cadrul turbinelor eoliene controlate pasiv (figura 30), pala este fixată pe butucul rotorului la un unghi de atac optim. Atunci când viteza vântului este sub sau, la valoarea nominală, palele turbinei având unghiul de atac optim pot capta puterea maximă din vânt. Când viteza vântului depășește valoarea nominală, se formează turbulențe pe suprafața palei, ce nu este orientată în vânt. Ca urmare, forța de portanță va fi redusă și eventual va dispărea odată cu creșterea vitezei vântului, încetinind viteza de rotație a turbinei. Acest fenomen este numit (stall-pierdere de viteză), nefiind de dorit în domeniul aviației, dar este un mijloc eficient de a limita captarea energiei pentru a preveni deteriorarea turbinelor eoliene.

Turbinele eoliene controlate pasiv nu au nevoie de mecanisme complexe de reglare a unghiului de incidență, în schimb palele necesită un design aerodinamic complex. Controlul pasiv poate să nu mențină puterea captată la o valoare constantă, depășind puterea nominală la unele viteze ale vântului, ceea ce nu este o caracteristică de dorit [45].

Figura 30. Controlul pasiv al palelor eoliene HAWT [45]

Controlul activ („active stall”)

În cadrul turbinelor ce au control activ, fenomenul de control poate fi indus atât de vitezele mari ale vântului, cât și prin creșterea unghiului de atac al palei. Prin urmare, turbinele eoliene ce au control activ, au palele reglabile cu un mecanism de control al unghiului de atac.

Când viteza vântului depășește valoarea nominală, palele sunt controlate prin rotirea (orientarea) acestora mai mult în vânt, ducând la reducerea puterii captate. Prin urmare, puterea captată poate fi menținută la valoarea nominală prin reglarea unghiului de atac al palei.

Când pala este rotită complet în vânt, așa cum se arată în figura 31, aceasta își pierde toată interacțiunea cu vântul și face ca rotorul să se oprească. Această condiție de funcționare poate fi utilizată la viteze al vântului prea mari, pentru a opri turbina și a o proteja de eventualele deteriorări.

Figura 31. Controlul activ al palelor eoliene HAWT [45]

Controlul pasului („pitch control”)

Similar cu controlul activ al puterii, turbinele eoliene cu pas controlat au palele reglabile pe butucul rotorului. Atunci când viteza vântului depășește valoarea nominală, controlerul de pas va reduce unghiul de atac, rotind palele (pitching) treptat în afara vântului. Diferența de presiune pe pală este redusă, ceea ce duce la o reducere a forței portante a palei. Principiul de funcționare al comenzii pasului este ilustrat în figura 32. Atunci când vântul este sub, sau la viteza nominală, unghiul de atac al palei este menținut la valoarea sa optimă . Cu un vânt mai puternic față de cel nominal, unghiul de atac al palei este redus, determinând o reducere a forței portante.

Când pala este rotită complet, unghiul de atac al palei este aliniat cu direcția vântul (), așa cum se arată în pala punctată din figura 32 și nu se va produce forța portantă. Turbina se va opri și apoi va fi blocată de frâna mecanică, pentru protecție.

Figura 32. Controlul pasului palelor eoliene HAWT [45]

Controlul activ versus controlul pasului

Atât controlul pasului cât și controlul activ se bazează pe acțiunile de rotire a palei, dar controlul pasului face ca pala să iasă din vânt, ceea ce duce la o reducere a forței portante, în timp ce controlul activ rotește palele în vânt, producând turbulențe ce reduc forța portantă [45].

Avantajul utilizării controlului pasului în detrimentul controlului activ este acela că forța de împingere (presiunea pe discul turbinei) este mai mică, astfel toate solicitările mecanice asuprea întregului ansamblu al eolienei este redus.

Alte metode de control al puterii

Unele turbine eoliene mai vechi folosesc eleroanele (flapsuri) pentru a controla puterea rotorului, la fel ca avioanele care utilizează flasurile pentru a modifica geometria aripii, crescând sau scăzând portanța.

O altă posibilitate este de a gira rotorul parțial din vânt pentru a scădea puterea, această tehnică fiind utilizată practic doar pentru turbinele eoliene mici (1 kW sau mai puțin), deoarece supune rotorul la variații ciclice care pot deteriora întreaga structură [44].

DISTORSIUNILE ARMONICE DIN INSTALAȚIILE EOLIENE

Prezența armonicilor în sistemele electrice reprezintă faptul că tensiunea și curentul prezintă distorsiuni și deviații de la forma de undă sinusoidală.

Curenții armonici sunt cauzați de sarcini neliniare conectate la sistemul energetic. Se presupune că o sarcină este neliniară atunci când curentul pe care îl absoarbe nu are aceeași formă de undă ca tensiunea de alimentare. Fluxul de curenți armonici prin impedanțele sistemului creează la rândul lor armonici de tensiune, care distorsionează tensiunea de alimentare [46]. Armonica cu frecvența corespunzătoare perioadei formei de undă primară (de bază) este denumită fundamentală, iar armonica cu frecvență egală cu „n” * cea fundamentală se numește componentă armonică a ordinului „n” [47].

Aceasta înseamnă că pentru un sistem de 60 Hz, frecvențele armonice sunt de 180 Hz (a 3-a armonică), 300 Hz (a 5-a armonică) și așa mai departe (figura 33). Armonicele se combină cu tensiunea sau curentul fundamental producând o formă nesinusoidală, în consecință, o problemă de calitate a energiei electrice. Forma nesinusoidală corespunde sumei de unde sinusoidale diferite, cu amplitudini și unghiuri de fază diferite, având frecvențe care sunt multipli ai frecvenței fundamentale sau submultipli [48].

Figura 33. Impactul armonicelor de ordin 3 și 5 asupra frecvenței fundamentale [49]

Prezența armonicilor într-un sistem electric este o indicație a distorsiunii formei de undă a curentului sau tensiunii, fapt ce ar putea duce la o funcționare defectuoasă a echipamentelor și dispozitivelor de protecție [49].

THD (Total Harmonic Distorsion) – Distorsiune Armonică Totală

Distorsiunea armonică totală (THD) este un indicator care arătă cât de mult se datorează armonicilor, deformarea formei de undă a tensiunii sau a curentului. THD este un aspect important în sistemele electrice de putere și ar trebui să fie cât mai redus posibil.

Un semnal pur sinusoidal nu are nicio distorsiune, în timp ce o formă de undă pătrată dar periodică, nu va fi sinusoidală, ea conținând distorsiuni armonice. În lumea reală tensiunile și curenții sinusoidali nu sunt perfect sinusoidali, fiind prezente distorsiuni armonice.

Formula matematică pentru calculul THD (%) este următoarea:

(21)

unde: -valoarea tensiunii efective a armonicii de ordin n;

-valoarea efectivă a tensiunii fundamentale,

în această ecuație este utilizată tensiunea, dar respectând același algoritm se poate calcula și pentru curent [50].

Armonicele convertoarelor

Convertoarele electrice reprezintă cea mai importantă sursă de armonici din cadrul unei centrale electrice eoliene, folosindu-se în majoritatea instalațiilor eoliene de puteri mici pentru conectarea la rețea. În cazul centralelor eoliene de puteri mari, se folosesc generatoare de inducție (asincrone), conectarea acestora la rețea nu este mijlocită de convertoare.

Invertoarele folosesc dispozitive cu semiconductoare (IGBT – Insulated-Gate Bipolar Transistor) pentru a transforma puterea de c.c. într-una de curent alternativ controlat, prin utilizarea comutării Pulsurilor Modulate în Lățime (PWM – Pulse Width Modulation).

Comutarea PWM este cea mai eficientă metodă de a genera energie electrică, permițând controlul amplitudinii și frecvenței de ieșire. Cu toate acestea, toate metodele PWM generează armonici și zgomot datorită fenomenelor tranzitorii de comutare dv/dt și di/dt ale semiconductoarelor. Pentru a reduce armonicile și zgomotele comutării, trebuie introduse filtrare externe. Figură 34 prezintă conceptual tensiunea de c.a. de ieșire generată de invertor, utilizând comutarea PWM.

Figura 34. Generarea PWM într-un invertor trifazat [51], [52]

Așa cum este prezentat în figura 34, semnalul PWM este generat prin comparația dintre un semnal de referință (forma de undă sinusoidală roșie, albastră, neagră – figura 34) și o formă de undă purtătoare (semnal triunghiular). Forma de undă PWM controlează comutația tranzistorilor IGBT pentru a genera ieșirea de curent alternativ.

Când semnalul de referință este mai mare față de forma de undă purtătoare, IGBT-ul superior (1) se află în conducție, IGBT-ul inferior (2) fiind blocat, fiind aplicată o tensiune de c.c. pozitivă pe faza de ieșire a invertorului (U). În celălalt caz, când semnalul de referință este mai mic față de forma de undă purtătoare triunghiulară, IGBT-ul inferior (2) este în conducție, IGBT-ul (1) superior fiind blocat, se aplicată o tensiune de c.c. negativă pe faza de ieșire a invertorului (U).

Conform celor prezentate mai sus, controlul IGBT-urilor poate fi prezentat astfel [52]:

Frecvența și amplitudinea semnalului de referință () determină amplitudinea și frecvența tensiunii de ieșire.

Frecvența formei de undă purtătoare se numește frecvență de modulație, aceasta determină frecvența de comutație a IGBT-urilor. Pentru a genera o tensiune alternativă sinusoidală mai precisă și pentru a păstra dimensiunile filtrului LC reduse, se utilizează o frecvență de modulație ridicată [51].

Formele de undă sinusoidale și triunghiulare sunt generate de circuite special proiectate alimentând un comparator ce produce la rândul său semnalul PWM, așa cum se poate observa în figura 35.

Figura 35. Schemă analogică a implementării PWM [54]

Metoda ce utilizează punctele de intersecție naturale ale undei sinusoidale cu cea triunghiulară pentru a realiza PWM se numește „Natural Sampled Method”. Această metodă nu este adoptată în majoritatea aplicațiilor de control din cauza punctelor de intersecție aleatoare ale undei sinusoidale cu cea triunghiulară, ceea ce duce la calcule complicate și o implementare dificilă în timp real.

În majoritatea cazurilor de control se aplică o metodă mai practică, denumită „ Average Symmetric Regular Sampled Method”, figura 36.

Figura 36. Metodă eșantionată precis ca medie simetrică [54]

Momentul eșantionat este dat pe punctul de minim al undei triunghiulare, apoi centrat de valoarea corespunzătoare a tensiunii undei sinusoidale, o linie orizontală este trasată pentru a intersecta unda triunghiulară pe ambele părți, astfel încât sunt stabilite marginile de început și de final ale PWM [54].

Efectul frecvenței de comutație a IGBT-urilor, asupra distorsiunilor armonice

După cum a fost amintit anterior, frecvența formei de undă purtătoare (frecvență de modulație) determină frecvența de comutație a IGBT-urilor. În continuare se va prezenta un experiment preluat din [55] care va demonstra acest fapt.

Un motor cu magneți permanenți (PMSM) este antrenat de un VFD -Variable Frequency Drive. Punctul de funcționare al sistemului este 50kW/10000 r.p.m. (333Hz).

Figura 37, prezintă forma de undă a curentului (verde) și ieșirea PWM a VFD-ului (roșu) la o frecvență de comutație de 4 kHz. Pentru această aplicație, 50kW/10000 r.p.m. (333Hz), frecvența de comutație este de 4 kHz, THD (I) = 12,69% (figura 37-a).

Funcționarea sistemului la aceiași parametri (50kW/10000 rpm) dar cu creșterea frecvenței de comutație la 8kKz va modifica formă de undă a curentului, rezultând astfel un factor THD (I) = 6,27% (figura 37-b).

Figura 37. Comparație între efectele a două frecvențe de comutație

4 kHz – a) și 8 kHz – b) asupra distorsiunii formei de undă a curentului

În cazul generatoarelor eoliene cuplate la rețea prin intermediul unui convertor c.a.-c.c.-c.c.-c.a. sau a celor conectate la un redresor de încărcare a bateriilor (figura 23 și 21), apar distorsiuni armonice injectate în sursa de alimentare, produse de conversia c.a.-c.c.. Astfel forma de undă sinusoidală a tensiunii și curentului sunt afectate (figura 38).

Figura 38. Forma de undă a curentului de alimentare a unui redresor cu 6 și 12 pulsuri [56]

REDUCEREA CONȚINUTULUI DE THD UTILIZÂND FILTRE PASIVE

În funcție de identificarea și localizarea armonicelor și sursele acestora se pot selecta diferite metode de limiare astfel:

filtre pasive,

filtre active,

transformatoare de izolare și reducere a armonicelor.

Filtrele pasive și transformatoarele se utilizează pentru reducerea sau combaterea exclusivă a anumitor ranguri de armonici, se folosesc pentru instalații electrice unde se mențin aceeiși consumatori la regimuri prestabilite, astfel se cunoaște foarte bine ponderea fiecărui tip de armonică. În cazul instalațiilor electrice în care spectrul armonic de curent nu este menținut constant iar valorile rangurilor armonicelor se modifică permanent, filtrele active reprezintă o soluție optima. Având în vedere că în această lucrare studiul se va face pe o instalație electrică bine stabilită, ai cărui consumatori sunt menținuți la regimuri constante, accentul se va pune pe filtrele pasive.

Filtrele pasive

Filtrele pasive utilizate în limitarea nivelului de armonici, se clasifică astfel (figura 39):

montate în serie, astfel se mărește valoarea impedanței căii armonicilor; se numesc filtre serie sau de blocare.

montate în paralel, astfel se micșorează valoarea impedanței căii armonicilor prin scurtcircuitarea armonicilor la masă; se numesc filtre șunt.

Figura 39. Tipuri de filtre pasive: a) – serie, b) – șunt (paral), c) – serie-paralel

Capabilitățile filtrelor pasive:

Filtre pasive proiectate bine pot fi implementate în instalații de dimensiuni mari de ordinul Mvar, necesitând mentenanță redusă,

Acestea sunt economic de implementat.

O singură instalație poate servi mai multor scopuri, cum ar fi compensarea puterii reactive și îmbunătățirea factorului de putere, reducerea THD, suportul tensiunii rețelei în caz de întrerupere a sursei, reducerea impactului căderii de tensiune la pornirea motoarelor mari.

Cel mai frecvent utilizate filtre sunt cele conectate în scurt la sistemul de c.a.. Traseul cu impedanță mică, oferit de filtre, atrage o parte semnificativă a armonicelor și permite o porțiune foarte mică din armonici să pătrundă în sistemele de c.a.. Combinația de conexiune serie și scurt este utilizată la proiectarea filtrelor pentru PLCC (Power line carrier Communication) și RI (Radio Interference). Ramificația conectată în serie blochează armonicele, iar cea conectată în scurt permite armonicilor să fie împământate. Combinația nu poate fi utilizată pentru armonici de ordin scăzut, deoarece impedanța ridicată de blocare la frecvența de acordare de ordin scăzut va avea o cădere semnificativă de tensiune la frecvența fundamentală, ceea ce va reduce tensiunea de c.a..

Proiectarea unui filtru pasiv simplu acordat („Single tuned”)

Filtrele simplu acordate (figura 40), după cum sugerează numele, sunt reglate (acordate) pentru o singură frecvență și sunt cele mai simple dintre toate filtrele.

Valorile condensatorul și inductanței sunt dimensionate astfel încât impedanța ramurilor să fie zero pentru o anumită frecvență, punând respectiva armonică la pământ.

Figura 40. Filtru simplu acordat [57]

AVANTAJE:

(1) Configurare simplă cu doar trei componente, condensator, inductor și rezistență.

(2) Factorul ridicat de calitate al filtrului asigură atenuarea maximă a unui armonici.

(3) Pierderi neglijabile.

(4) Cerințe de întreținere scăzute din cauza numărului mic de componente.

DEZAVANTAJE:

(1) Vor fi necesare foarte multe filtre pentru a filtra mai multe armonici,

(2) Reglarea exactă este necesară la locul montării, astfel este esențială posibilitatea reglării componentelor, crescând costurile.

Pentru un curent și o tensiune nesinusoidală se calculează puterea aparentă () astfel [58]:

(22)

unde: -puterea activă, -puterea reactivă, -puterea deformantă

Pentru filtru, puterea neactivă poate fi calculată astfel [58]:

(23)

(24)

Valoarea capacității filtrului pentru a compensa puterea neactivă se calculează astfel [58]:

(25)

(26)

unde: -puterea neactivă generată de filtru la frecvența fundamentală, -valoarea tensiunii la care filtrele vor fi montate, -frecvența fundamentală, -reactanța capacitivă.

Cel mai important parametru al unui filtru pasiv, care determină dimensiunea filtrului, este cantitatea de putere reactivă injectată la frecvența fundamentală. Astfel, filtrul poate acționa ca un banc de condensatori la frecvența fundamentală. Generarea puterii reactive a filtrului la frecvența fundamentală se obține pe baza următoarei ecuații [59]:

– (frecvența fundemantală) (27)

(28)

unde: -puterea reactivă generată de filtru,-reactanța inductive, -ordinal armonicii.

Impedanța filtrului pentru frecvența de acordare este [59]:

(29)

unde: -frecvența de rezonanță (armonică), -impedanță filtru pentru frecvența de acordare, -rezistență filtru, -inductanță, -capacitație.

Pentru a elimina un anumit ordin de armonică din circuit, STPF-ul (Single Tuned Passive Filter) va avea frecvența de rezonanță egală cu frecvența armonică ce va fi eliminată. Un filtru pasiv reglat la frecvența armonică dorită va deveni un circuit rezonat, având impedanța foarte mică doar pentru frecvența armonică ce se doreste a fi eliminată.

Pentru un filtru ideal frecvența de acordare este aceea la care reactanța inductivă și cea capacitivă sunt egale astfel se stabilește condiția de rezonanță [59]:

(30)

(31)

(32)

unde: -pulsația la frecvența de rezonanță, -pulsația la frecvența fundamentală, și -reactanța inductivă și reactanța capacitivă la frecvența de rezonanță, -ordinul frecvenței de rezonanță [60].

Dacă filtrele STPF sunt utilizate pentru a elimina mai multe componente armonice, valoarea capacitanței () și inductanței () din fiecare ramură de filtru se poate calcula folosind această ecuație:

(32)

(32)

în eventualitatea existenței unei singure ramuri:

(32)

unde: -frecvența de acordare, n-rangul armonicei [58].

Se poate folosi un rezistor pentru a regla acuratețea acordării și, în consecință, lățimea de bandă. Factorul de calitate () al unui STPF este un parametru care determină caracteristicile de impedanță/frecvență ale filtrului. Filtrele cu ridicat sunt proiectate numai pentru eliminarea unei armonici specifice (bandă îngustă).

Pe de altă parte, dacă filtrul are un scăzut, pot atenua componentele armonice învecinate frecvenței de acordare. este definit ca raportul dintre impedanța inductorului filtrului și rezistența la frecvență de acordare. Cu toate acestea, întrucât reactanța inductorului și cea a condensatorului filtrului la frecvența de acordare sunt egale (caz ideal), poate fi definit ca raportul dintre impedanța capacitivă și rezistența filtrului. Coeficientul este obținut din ecuația [60]:

(33)

(34)

unde: -reactanța bobinei sau condensatorului

Prin urmare, valoarea rezistenței se calculează în funcție de dorit.

Din relația (31), frecvența de acordare este ( și fiind aleși pentru ) [58]:

(35)

Precizia reglării depinde atât de R cât și de (figura 41), reducându-le pe acestea, se poate reduce impedanța filtrului pentru frecvența de rezonanță. Banda de trecere din figura 41 este delimitată superior de frecvența la care:

(36)

Banda de trecere a filtrului (BT) (figura 41) este delimitată inferior de frecvența la care reactanța filtrului este egală cu rezistența sa; unghiul de impedanță este de 45° și amplitudinea este de . Relația dintre factorul de calitate și banda de trecere poate fi exprimată după cum urmează [61]:

(37)

Figura 41. Efectul impedanței asupra benzii de trecere a frecvenței [61]

Un alt factor important este reprezint de factorul de acordare ). Extinderea domeniului de dezacordare a filtrului față de frecvența de acordare este reprezentată de factorul de acordare (al benzii) (δ). Această dezacordare a filtrului se produce din diverse cauze:

variații ale frecvenței fundamentale,

variații ale capacității și inductanței filtrului cauzate de îmbătrânire sau temperatură,

erori de acordare cauzate de toleranțele producătorilor.

Factorul de acordare în raport cu frecvența nominală de acordare [61]:

(38)

Modificarea valorilor L sau C cu 2% determină echivalentul dezacordării produse de modificarea frecvenței sistemului de 1%. Prin urmare, este adesea exprimat ca [61]:

(38)

unde:-variația frecvenței fundamentale, -variația inductanței, -variația capacității.

Factorului de acordare si factorului de calitate trebuie parametrizați înainte de calcularea parametrilor filtrului (R, L și C), deoarece intră în formulele de calcul ale acestora [60]:

(39)

Filtre cu dublă acordare („Double tuned”)

Filtrele cu dublă acordare (figura 42) sunt echivalentul a două filtre cu simplă acordare conectate în paralel. Aceste filtre folosesc circuite de rezonanță în serie și paralele, ceea ce le face complexe. Componentele electronice cu indicele 1 corespund primei frecvențe de acordare, în timp ce elementele cu indicele 2 corespund frecvenței de acordare secundare.

Figura 42. Filtru dublă acordare [62]

Filtre High pass (trecere sus)

Filtrele trecere sus, sunt prevăzute cu rezistență de amortizare, ce reduce factorul de calitate al filtrului. Factorul de calitate scăzut, crește lățimea de bandă a filtrului și îl face potrivit pentru o gamă de frecvențe armonice mai mare decât frecvența de tăiere. Aceste filtre permit trecerea doar a frecvențelor superioare frecvenței de tăiere, până la infinit, blocând frecvențele inferioare punctului de tăiere (cut-off frequency).

Figura 42. Funcționarea filtrelor de trecere sus:

(a)- fitru de ordin doi, (b)-filtru de ordin trei, (c)-filtru tip-c [63], [64]

Efectul THD asupra Factorului de putere

Pentru a determina factorul de putere ca efect al conținutului de este nevoie de trei măsurători separate [65]:

determinarea conținutul de ,

calcularea factorului de distorsiune,

determinarea defazajului dintre formele de undă fundamntale ale curentului și tensiunii.

Factorul de putere ca efect al defazajului dintre tensiune și curent, fără implicarea efectului :

Factorul de putere = (40)

unde:-faza tensiunii, -faza curentului,-defazaj între tensiune și curent.

Factorul de distoriune = (41)

Din (40) și (41) factorul de putere având implicarea , se calculează astfel:

Factorul de putere (42)

(în formula de calcul a se utilizează valoarea unitară a , nu cea procentuală)

SIMULAREA ÎN MATLAB SIMULINK A FUNCȚIONĂRII FILTRELOR PASIVE PENTRU REDUCEREA THD

Scopul experimentului este de a observa influența filtrelor armonice în instalațiile eoliene, interpuse între generatorul de c.a. și cadranul de conversie c.a.-c.c.. Se va urmări corelarea între valorile THD și valorile factorului de putere.

Este simulată în Matlab-Simulink o sursă de energie de c.a. (=500kV, 60Hz) ce alimentează un redresor (12 pulsuri cu tiristoare, intrare 6 faze, =200kV) printr-un transfromator (primarul trifazat =500kV/secundarul cu 6 faze =200kV, S=1200MVA).

Redresorul la rândul său alimentează o rezistență de P=1000MW și o inductanță de 0,5 H pentru netezire. Puterea neliniară din relația (24), a sistemului este 600Mvar, putere ce intră în relația de calcul a capacității condensatorului conform formulei (25). În primele 3 experimente se va folosi o putere echivalentă a filtrelor de 3x150Mvar=450Mvar, iar în ultimul experiment = 3x200Mvar=600Mvar ecoperind energia nonactivă a sistemului.

Pentru realizarea simulării a fost preluată și adaptată o aplicație din [66], cu ajutorul căreia au fost realizate cele patru experimente, după cum urmează:

Experiment 1

În figura 43 este prezentată dispunerea echipamentelor din experimental 1, instalația funcționează cu filtrele deconectate, pentru a putea observa valoarile și și ordinele armonicelor cu aplidutinea semnificativă ce apar în lipsa filtrelor.

Figura 43. Rularea aplicației fără filtrel pasive conectate de la rețea

În urma rulării simulării, prin analiza FFT (Fast Fourier Transform) putem identifica parametrii sursei: rangurile armonicelor și valoarile =17.04% și =7.41%;

În figurile 44-45 se poate observa interpretarea prin analiza FFT, iar în anexa 1 formele de undă ale tensiunii și curentului.

Figura 44. Grafic și valoare , filtre pasive deconectate

Figura 45. Grafic și valoare , filtre pasive deconectate

În urma analizei FFT au fost selectate armonicele de tensiune și curent cu amplitudinile cele mai semnificative, tabel 2 (pentru care vor fi alese filtrele în experimentul următor).

Tabel 2: Rangurile armonicelor semnificative de tensiune și curent:

În anexa 7 se poate obeserva efectul perturbațiile armonice asupra defajazului introdus între tensiune și curent din acest experiment: .

Experiment 2

În continuare, este rulată simularea cu filtrele pasive conectate la rețea (figura 46).

Se vor folosi filtre pasive armonice în scurt de tip „single tuned” având factorul de calitate =100 și . După cum au fost descrise în capitolul anterior, acest tip de filtre sunt dedicate unui singur rang de armonică pentru care realizează o impedanță minimă. S-au ales trei filtre pentru armonicile cu amplitudinile cele mai mari, și anume: h11, h13, h23.

Figura 46. Rularea aplicației cu filtrele pasive single tuned, conectate la rețea

În urma conectării celor trei filtre pasive „single tuned” la rețea având =100, se observă o reducere a =2,66%, =2,34%, așa cum se prezintă în figurile 47-48.

Formele de undă pentru curent,tensiune corespunzătoare figurilor 47-49 se regăsesc în anexa 2.

Figura 47. Grafic și valoare , pentru =100

Figura 48. Grafic și valoare , pentru =100

În cadrul aceluiași experiment dar cu modificarea factorului de calitate la =1, se poate observa o scădere a =2,45%, =1,29% așa cum se prezintă în figurile 49-50. Formele de undă pentru curent,tensiune corespunzătoare figurilor 49-50 se regăsesc în anexa 3.

Figura 49. Grafic și valoare , pentru =1

Figura 50. Grafic și valoare , pentru =1

Experiment 3

În acest experiment (figura 51) se va folosi o variantă a simulării cu trei tipuri diferite de filtre pasive conectate la rețea: C-type High-Pass, Double-Tuned, High-Pass, având factori de calitate diferiți. Funcționarea acestor filtre se regăsește în capitolul anterior.

Figura 51. Rularea aplicației cu filtre pasive tip: C-type High-Pass, Double-Tuned, High-Pass,

cuplate la rețea

În urma conectării celor trei filtre: C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7 – parametri aleși din [66], se poate observa o scădere a =0,56%, =0,45%, așa cum se prezintă în figurile 52-53, comparativ cu experimental 1 și 2. Formele de undă pentru curent, tensiune corespunzătoare figurilor 52-53 se regăsesc în anexa 4.

Figura 52. Grafic și valoare

(C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7)Figura 53. Grafic și valoare ,

(C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7)

În cadrul aceluiași experiment dar cu modificarea factorului de calitate la =100 (pentru toate filtrele: C-type High-Pass, Double-Tuned, High-Pass, se poate observa o creștere a =1,48%, =2,75% față de valorile lui anterioare, așa cum se prezintă în figurile 54-55. Formele de undă pentru curent, tensiune corespunzătoare figurilor 54-55 se regăsesc în anexa 5.

Figura 54. Grafic și valoare , =100 – pentru toate filtrele

Figura 55. Grafic și valoare , =100 – pentru toate filtrele

Experiment 4

Se vor folosi filtrele pasive conectate la rețea: C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7; variantă ce a oferit cea mai mare reducere a (figura 56). Filtrele vor fi proiectate să compenseze o putere reactivă de 200Mvar fiecare, adica: 3x200Mvar=600Mvar, 600Mvar fiind și puterea neliniară a sistemului ce trebuie compensată (spre deosebire de experimentele anterioare unde puterea de compensare era de 3x150Mvar).

Se pot observa cele mai reuse valori =0,44%, =0,45%, așa cum se poate obseva în (figurile 57-58), comparativ cu toate măsurătorile anterioare.

Formele de undă pentru curent, tensiune corespunzătoare figurilor 57-58 se regăsesc în anexa 6.

Figura 56. Rularea aplicației cu filtre pasive tip: C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7, acoperind o putere G=3x200Mvar

Figura 57. Grafic și valoare , (filtre: C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7, acoperind o putere G=3x200Mvar)

Figura 58. Grafic și valoare , (filtre: C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7, acoperind o putere G=3x200Mvar)

În anexa 7 se poate obeserva efectul perturbațiile armonice asupra defajazului introdus între tensiune și curent din acest experiment: .

Concluzii

Experimentul 1: evidențiază poluarea cu armonici produsă de consumatorul neliniar, =17.04% și =7.41%, și un defazaj între tensiune și curent de , în lipsa conectării la rețea a filtrelor.

Efectul asupra factorului de putere împreună cu (anexa 7) poate fi evidențiat conform formulei (42), după cum urmează:

Factorul de putere 0.8796*0.9972=0.8771=87.71%

Experimentul 2: prima măsurătoare, prezintă o îmbunătățire semnificativă =2,66%, =2,34% în comparație cu experimental 1. Conținutul total de armonici este redus prin utilizarea a trei filtre armonice „single tuned” dedicate pentru armonicele cu amplitudinile cele mai mari, factorul de calitate al filtrelor ridicat =100 îngustează banda de trecere, putând fi reduse strict armonicele de rezonanță, fără cele învecinate.

A 2-a măsurătoare s-a realizat cu un factor de calitate scăzut =1, banda de trecere fiind lărgită, fapt ce a dus la o îmbunătățirea a =2,45%, =1,29%.

Experimentul 3: în prima măsurătoare s-au utilizat filtre diferite: C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7. Aceste filtre acoperă o bandă largă de frecvențe C-type High-Pass 3n – frecvențe peste rangul 3, High-Pass 24n – frecvențe peste rangul 24 iar Double-tuned – pentru armonicele 11 și 13; rezultând =0,56%, =0,45%.

A 2-a măsurătoare s-a realizat cu un factor de calitate ridicat =100, astfel s-a îngustat banda de trecere față de măsurătoarea anterioară, =1,48%, =2,75.

Experimentul 4: utilizând filtrele cu rezultatele cele mai bune din experimentul 3 dar mărind puterea de compensare a acestora de la 3x150Mvar la 3x200Mvar pentru a acoperi necesarul total de putere neliniară, obținem: =0,44%, =0,45%, cele mai bune valori ale dintre toate experimentele. Față de experimental 1 observăm o reducere a defazajului între tensiune și cutent :.

Efectul asupra factorului de putere împreună cu (anexa 7) poate fi evidențiat conform formulei (42), după cum urmează:

Factorul de putere 0.9945*0.9999=0.9944=99.44%

În urma experimentelor putem trage următoarele concluzii:

sarcinile neliniare necesită filtre pentru protejarea surselor de energie și a consumatorilor,

pentru alegerea dimensiunii și tipului de filtre trebuie făcute măsurători prealabile ale instalației pentru identificarea spectrului de armonice și a cantități de energie neliniară,

dimensionarea filtrelor este esențială pentru o eficiență bună, astfel puterea lor trebuie să compenseze puterea neliniară a sistemului,

pentru a menține o bandă de trecere cât mai largă se alege un factor de calitate cât mai redus permițând filtrelor să funcționeze mai bine la variații ale frecvenței fundamentale și la decalibrări a elementelor componente (L,C); un factor de calitate redus va duce la un conținut de armonici redus.

filtrele „single tuned” reprezintă soluția cea mai ieftină pentru filtrare dar nu și cea mai eficientă.

în cazul experimentului 1 unde nu sunt folosite filtre avem o valoare crescută a distorsiunilor de curent =7.41%, un defazaj mare , ceea ce se răsfrânge asupra unui factor de putere scăzut = 0.8771.

spre deosebire de experimental 1, în experimental 4 au fost introduce filtre care au redus distorsiunile de curent =0,45%, obținându-se un defazaj mult mai mic , ceea ce se răsfrânge asupra unui factor de putere mult mai mare = 0.9944.

în cazul instalațiilor de ordinal Megawatt-ilor, aceată îmbunătățire a factorului de putere atrage după sine beneficii economice substanțiale.

Este esențial deci, să monitorizăm calitatea energiei electrice întrucât, un factor de calitate scăzut va duce la pierderi pe rețea substanțiale; așadar alimentarea unor echipamente sensibile cu o energie foarte poluată cu armonici poate duce la deteriorarea acestora.

În cazul turbinelor eoliene, un conținut ridicat de armonici va duce la scăderea coeficientului total de putere al conversiei mecano-electrice.

STUDIU COMPARATIV AL CALITĂȚII ENERGIEI ELECTRICE DINTRE DOUĂ SURSE DE ENERGIE AFLATE ÎN SISTEME DIFERITE

Studiul dorește o realizare practică a experimentului simulat în Matlab Simulink din capitolul anterior, referitor la calitatea energiei electrice a unei surse ce alimentează un convertor (cadranele c.a-c.c.). Scopul studiului este de a evidenția diferența de perturbații armonice (, ) injectate în rețea (sursă) de către cadranele convertorului c.a.-c.c., ca efect al raportului dintre puterea sursei de alimentare și puterea absorbită de un consumator neliniar. Pentru a scoate în evidență această diferență de , s-au realizat două măsurători:

motor de inducție alimentat printr-un convertor de frecvență de la o sursă finită de energie

motor de inducție alimentat printr-un convertor de frecvență de la o sursă infinită de energie

Așadar, este comparată calitatea energiei electrice pentru sursa finită de energie simulând alimentarea unui motor de inducție de la o centrală eolienă off-grid, față de calitatea energiei electrice pentru sursa infinită simulând alimentarea motorului de inducție printr-un convertor, de la SEN (Sistemul Electroenergetic Național).

Elemente componente utilizate pentru realizarea experimentului:

motor de curent continuu cu excitație mixtă pentru antrenarea generatorului,

generator sincron, =4kva, cosφ = 0.8, =3.2 kW, =380v c.a.,

convertor static de frecvență, model: Hitachi J300-055, Pn=5.5kW , =380-415v 3-faze, =380-460 3-faze, frecvență 50Hz, elemente semiconductoare IGBT,

motor de inducție, Pn=2.2kW, 1425rot/min, Ul=400V, cosφ=0.78, frecvență 50Hz.

Pentru realizarea măsurătorilor de calitate a energiei electrice s-a utilizat analizorul AMPROBE PQ55, conectat la rețea conform schemei din figura 59.

Figura 59. Conectarea analizorului de calitate a energiei electrice la rețea

Experimentul 1

Este simulată alimentarea motorului de inducție prin intermediul convertorului conectat la o sursă de energie finită așa cum este prezentat în fugura 60.

Figura 60. Alimentarea motorului asincron de la o sursă finită de energie

Motorul de c.c. cu excitație mixtă joacă rolul rotorului turbinei eoliene, acesta are două înfășurări de excitație, una conectată în derivație și una conectată în serie față de înfășurarea rotorică. -reostat utilizat pentru reducerea curentului de pornire, -reostat pentru variația turației motorului.

Generatorul sincron + convertorul de frecvență, reprezintă sistemul de producție și conversie a energiei din cadrul unei centrale eoliene.

Motorul de inducție reprezintă consumatorul ce este alimentat centrala eoliană

Bilanțul energetic al sistemului fără pierteri datorate distorsiunilor armonice:

Generator: =4kva, cosφ = 0.8 =3.2 kW,

Convertor: =3.2 kW, =3.168kW,

Motor: =3.168kW, cosφ=0.78 =2.471kW.

=2.471kW reprezintă puterea activă disponibilă motorului pentru funcționare, din care motorul va consuma o putere activă de =2.2kW.

Cu ajutorul analizorului de calitate a energiei, s-au realizat măsurători asupra conținutului de între sectorul generator sincron-convertor de frecvență, așa cum este prezentat în figura 60. Rezultatele se observă în tabelul 3 și figurile 61-62.

Diferența dintre valorile -F și -R (în rezultate măsurătorilor din figurile 61-62 și 64-65) este neglijabilă, apar discrepanțe între cei doi indicatori la niveluri foarte ridicate ale distorsiunilor. -F este utilizată mai mult pentru insterpretarea distorsiunilor armonice în domeniul audio, pentru distorsiuni armonice foarte ridicate. -R este utilizată pentru niveluri ale distorsiunilor scăzute, și face referire la valoarea r.m.s (root mean square) a semalului, nu poate depași valori mai mari de 100%. În contextual actual este utilizată valoarea -R [67].

Tabel 3. Ponderea armonicilor tensiune,curent și defazajul pentru o sursă finită de putere.

Valoarea defazajului dintre tensiune și curent:

circuit cu caracter induciv

Calulul factorului de putere în funcție de valorile obținute conform formulei (42):

Factor de putere ==0.9992*=0.9911=99.11%

Bilanțul energetic al sistemului introducând pierderile datorate distorsiunilor armonice:

Generator: =4 kva, cosφ = 0.8 + =0.9911 =3.1715 kW,

Convertor: =3.1715 kW, =3.1398 kW,

Motor: =3.1398 kW, cosφ=0.78 =2.449kW.

=2.449kW reprezintă puterea activă disponibilă motorului pentru funcționare, din care motorul consumă o putere activă de =2.2kW.

Diferența de putere disponibilă motorului dintre cazul ideal și cel cu implicarea pierderilor datorate armonicelor pentru un sistem cu putere finită este: =2.471kW – =2.449kW=0,021kW.

Figura 61. Rezultate măsurători curent pentru sursă finită de putere.

Figura 62. Rezultate măsurători tensiune pentru sursă finită de putere.

Experiment 2

Este simulată alimentarea motorului de inducție prin intermediul convertorului alimentat de la o sursă de energie infinită așa cum este prezentat în fugura 63.

Figura 63. Alimentarea motorului asincron de la o sursă infinită de energie

Cu ajutorul analizorului de calitate a energiei, s-au realizat măsurători asupra conținutului de THD între sectorul sursă infinită-convertor de frecvență, așa cum este prezentat în figura 63. Rezultatele se observă în tabelul 4 și figurile 64-65.

Tabel 4. Ponderea armonicilor tensiune/curent și defazaj pentru o sursă finite de putere.

Valoarea defazajului dintre tensiune și curent:

circuit cu caracter induciv.

Calulul factorului de putere în funcție de valorile obținute conform formulei (42):

Factor de putere ==0.9997*=0.9947=99.47%

Figura 64. Rezultate măsurători curent pentru sursă infinită de putere.

Figura 65. Rezultate măsurători tensiune pentru sursă infinită de putere.

Concluzii

În urma măsurătorilor realizate și a prelucrării datelor, putem trage următoarele concluzii:

valoarea defazajului dintre tensiune și curent are valori mai mari în cazul utilizării sursei finite de energie (a cărei putere este apropiată de cea a consumatorului, motorul de inducție), spre deosebire de cazul sursei infinite de energie unde observăm o scădere a defazajului.

valorile și sunt mai mari în cazul sursei finite de energie spre deosebire de sursa infinită.

scăderea distorsiunilor armonice și a defazajului (tensiune-curent) duce la o imbunătățire a factorului de putere.

Astfel, măsurătorile pentru sursa finită de energie au înregistrat:

Factor de putere =99.11%,

iar pentru sursa infinită de energie au înregistrat:

Factor de putere =99.47%.

În cazul de față, variația factorului de putere este redusă, nefiind diferențe foarte mari între rezultatele celor două experimente, iar puterea redusă a consumatorului nu reprezintă un interes economic.

Bibliografie

Anexa 1

Experiment 1

(Formă de undă tensiune)(Formă de undă curent)

Anexa 2

Experiment 2

(Formă de undă tensiune, =100)(Formă de undă curent, =100)

Anexa 3

Experiment 2

(Formă de undă tensiune, =1)(Formă de undă curent, =1)

Anexa 4

Experiment 3 (C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7)

(Formă de undă tensiune, C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7)(Formă de undă curent, C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7)

Anexa 5

Experiment 3 (C-type High-Pass =100, Double-Tuned =100, High-Pass =100)

(Formă de undă tensiune, =100 pentru: C-type High-Pass, Double-Tuned, High-Pass)(Formă de undă curent, =100 pentru: C-type High-Pass, Double-Tuned, High-Pass)

Anexa 6

Experiment 4

(Formă de undă tensiune, filtre: C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7, acoperind o putere G=3x200Mvar)(Formă de undă curent, filtre: C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7, acoperind o putere G=3x200Mvar)

Anexa 7

Experiment 1: Defazaj

Fază tensiune Fază curent

Experiment 3 (C-type High-Pass =2, Double-Tuned =20, High-Pass =7):

Defazaj

Fază tensiune Fază curent