Teza Antiplagiat Iulie 2018 [307941]

CAPITOLUL 1

INTRODUCERE

1.1 Cuvânt înainte/ Preliminarii

1.2 [anonimizat] a [anonimizat]

1.2 Actualitatea și necesitatea temei de cercetare

1.3 Problema propusă spre rezolvare

1.4 Scopul și obiectivele tezei de doctorat

1.5 Structura tezei de doctorat

1. 1 Cuvânt înainte/ Preliminarii

Realizarea unui înalt grad de stabilitate dinamică reprezintă un obiectiv important în funcționarea rețelelor de distribuție a [anonimizat]. [anonimizat] (SER), în special sistemele de panouri fotovoltaice (PV).

Scopul principal al acestei teze este acela de a prezenta o [anonimizat]-o micro-rețea (MR). Se poate obține o performanță îmbunătățită a [anonimizat]-rețele (care funcționează independent sau conectate la rețea), [anonimizat].

Un sistem de stocare a energiei este integrat cu scopul principal de a îmbunătăți capabilitatea de control a puterii sistemului PV. Acesta, [anonimizat]-rețelei. În acest scop este introdus un controler de frecvență în schema de control a [anonimizat].

[anonimizat] o [anonimizat]. [anonimizat]: cea în care sistemul de stocare al energiei (acumulatori sau supercondensator) [anonimizat].

1.2 [anonimizat] a [anonimizat] o [anonimizat].

În decursul ultimilor 10 ani, sistemele PV au devenit o [anonimizat] s-a [anonimizat]. Viteza dezvoltării s-a [anonimizat] a [anonimizat], până la centrale electrice fotovoltaice (CEF) [anonimizat], pentru diferite utilități. [anonimizat], [anonimizat].

Agenția Internaționala pentru Energie (IEA), în raportul pentru anul 2016 , publicat în 18 aprilie 2017, oferă date estimative despre capacitatea sistemelor de panouri fotovoltaice (PV) instalate global. În acest raport se spune că o putere totală de cel puțin 303 GW de sisteme PV au fost instalate până la finalul anului 2016, în întreaga lume. Doar în 2016, a fost instalată la nivel global, o putere de 75 GW de sisteme PV Error! Reference source not found..

Tehnologia sistemelor PV s-a extins foarte mult în anul 2016 datorită dezvoltării rapide în China, America și India, Fig. 1.1. Creșterea de 50% raportată în 2016 a venit din aceste țări, însă cu scăderi în alte piețe. De exemplu, Japonia și Europa au contribuit mai puțin decât în ​​2015, iar contribuția țărilor emergente a rămas egală. Avem așadar o creștere la nivel global a sistemelor PV, exceptând China, de 40 GW, în vreme ce aceasta singură a înregistrat creșteri de valori la nivel mondial de 35 GW Error! Reference source not found.. Având în vedere stimulentele financiare adoptate în țările dezvoltate, energia produsă din sistemele PV a început să progreseze și în țările în curs de dezvoltare, răspunzând la o nevoie importantă de energie electrică. În timp ce în câteva țări dezvoltate, sistemele PV au ajuns deja în concurență directă cu instalațiile de producție energie electrică din utilitățile existente, în țările emergente sistemele PV contribuie la satisfacerea unei nevoi de energie în creștere în general și a electricității în particular, motivată și de scăderea prețurilor.

Figura 1.1 Piața globală de sisteme PV în anul 2016 Error! Reference source not found.

Se așteaptă ca la finalul anului 2018, puterea instalată a sistemelor PV în întreaga lume să depășească 400 GW, iar până în anul 2035 în Uniunea Europeană se dorește ca 35 % din energie să fie produsă din SER, printre care sistemele PV conectate la rețeaavând o pondere importantă.

Prețul sistemelor PV ( panourile PV și invertoarele aferente), înregistrează o scădere accentuată și a devenit la nivelul anului 2017, un criteriu atât de important ajungând în unele țări, să influențeze deciziile din sectorul energetic. Având în vedere costul energiei produse, care se situează sub 0,02 USD / kWh în zone extrem de însorite, sistemele PV vor deveni în următorii ani cea mai ieftină sursă de energie electrică. Aceasta începe deja să influențeze sectoarele consumului de energie, cum ar fi sectorul construcțiilor și transporturilor. Trecerea la producerea de energie electrică din SER, pentru încălzire și transport concretizează deja nevoia de energie nepoluantă. Cu energie electrică ieftină disponibilă la mijlocul zilei (sau mai târziu, datorită sistemelor de stocare a energiei care devin din ce în ce mai ieftine), presiunea de a utiliza energia disponibilă va crește în următorii ani. Se poate presupune că trecerea la consumul de energie electrică produsă din SERelectricitate va fi cel puțin accelerată și cel mai probabil, determinată în mod semnificativ de progresele înregistrate în inovarea și implementarea sistemelor PV.

Ca aproape în orice domeniu, ideile noi par adesea neobișnuite și chiar ciudate la prima vedere. Ele atacă înțelepciunea convențională și obiceiurile împământenite, întâmpinând o anumită rezistentă. Chiar dacă în prezent sistemele PV furnizează către consum doar un procent mai mic de 2% – prin prisma potențialului de dezvoltare al acestora – putem avansa teoria dezvoltării a două segmente mari: transportul și clădirile. Acesta este însă un motiv foarte bun pentru continuarea cercetării în această direcție, deoarece poate oferi o alternativă foarte eficientă la reducerea poluării cu care se confruntă deja marile aglomerări urbane din întreaga lume, de la Paris la Beijing.

În plus, nevoia de flexibilitate pe care o creează implementarea un sistem PV va conduce, de asemenea la o schimbare importantă în producerea de energie electrică. Cele două sectoare, clădirile și transporturile vor oferi alternative la această flexibilitate, pe care o singură sursă de energie electrică ar putea cu greu să o ofere astăzi. În acest scop, integrarea sistemelor PV în sistemele energetice naționale, în ansamblu, va beneficia în mod semnificativ de suportul acestor două sectoare, reprezentate de transport și clădiri.

Multiple oportunități aferente noilor modele de sisteme energetice vor apărea în urma integrării sistemelor PV de înaltă eficiență în vehiculele electrice, lucru care le va putea cataloga pe acestea din urma ca fiind responsabile majoritar pentru consumul de energie primit de la PV [2].

Trenurile, camioanele și alte vehiculele de transport, ar putea beneficia de sisteme PV ca surse suplimentare de energie. Integrarea transportului într-un sistem energetic, nu reprezintă decât o piesă a evoluției inteligente a rețelei distribuite de energie electrică și în care sistemele PV vor fi o componentă cheie. Unitățile de stocare a energiei, cum sunt bateriile pentru autovehicule, vor putea deveni o parte esențială a unui sistem electric de alimentare cu sisteme PV.

Sistemele PV au fost popularizate nu doar datorită avantajelor inerente pe care le oferă proprietarilor de locuințe, ci și de compania TESLA, care la sfârșitul anului 2017, și-a deschis showroom-ul din New York pentru vehicule electrice, sisteme PV pentru clădiri și baterii pentru stocarea energiei electrice.

Producătorii de energie electrică și energie regenerabilă din S.U.A., Franța, Spania și Suedia în 2017 au anunțat că au început sau au finalizat proiecte care integrează sisteme de stocare cu baterii cu proiecte de energie solară în portofoliile lor. Marii producători de sisteme de stocare a energiei electrice, oferă deja soluții de ordinul sutelor de megawati.

In România, conform datelor prezentate de Compania Națională de Electricitate, Transelectrica, la data de 01 ianuarie 2018, existau 617 grupuri de sisteme fotovoltaice conectate la rețea însumând o putere instalată de 1,378 GW [2], majoritatea fiind instalate în perioada 2012-2013, când a existat o “explozie” a subvențiilor la nivelul acestei surse de energie. Apoi au existat, în perioada 2013-2015, sisteme de promovare bazate pe fonduri europene pentru dezvoltare durabilă prin care câteva autorități locale și-au instalat propriile sisteme PV pentru a reduce din costurile energiei electrice necesară pentru utilitățile caracteristice.

În România, sistemele PV conectate la rețeaua sistemului energetic național (SEN), se numesc centrale electrice fotovoltaice (CEF), conform denumirii date de compania națională Transelectrica, menționată mai sus.

Producția de energie din CEF, a atins un maxim în vara anului 2017, de aproape 11 % din totalul producției de energie. După cum se poate observa în Fig. 1.2 în acest moment sistemele PV în România reprezintă un important segment în producția de energie electrică, în perioadele însorite.

Figura 1.2 Producția maximă de energie fotovoltaică, obținută din sisteme PV, în România, în vara anului 2017 [2].

În prezent dezvoltarea centralelor electrice fotovoltaice în România a fost frânată, iar producătorii de energie regenerabilă se luptă pe o piață supraaglomerată, însă sunt semne de revenire. Din anul 2016 se încearcă reluarea investițiilor în sistemele PV de mici dimensiuni prin promovarea unei legislații care să susțină micii producători de energie din surse regenerabile, astfel încât consumatorii de energie sa devină prosumatori. Prosumatorul reprezintă un consumator capabil să-și producă singur energia electrică necesară, surplusul de energie putând fi preluat în rețeaua electrică de distribuție și având posibilitatea comercializării acestui surplus de energie.

Pentru a promova prosumatorii în România, se caută dezvoltarea unui cadru legislativ care să le permită integrarea în rețeaua electrică și astfel vânzarea surplusului de de energie electrică către operatorii de rețea.

Prin promovarea prosumatorilor, se urmărește conform ANRE (Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei) o creștere a ponderii consumatorilor ce utilizează sisteme distribuite de generare a energiei electrice pe bază de sisteme PV, contoare inteligente, sisteme casnice de stocare a energiei electrice, mobilitate electrică și în general, dispozitive inteligente de consum al energiei. În felul acesta se tinde către crearea de micro-rețele inteligente, care să satisfacă nevoia de energie a utilizatorilor reducând în același timp pierderile de energie electrică.

1.3 Actualitatea și necesitatea temei de cercetare

În contextul politicilor energetice naționale și internaționale prezentate mai sus, au fost stabilite obiective îndrăznețe cu privire la utilizarea surselor de energie regenerabilă (SER), implementate în sistemele energetice de distribuție a energiei electrice și în micro-rețele pentru a îndeplini standardele în vigoare, cu privire la calitatea energiei și stabilitatea dinamică a sistemelor.

În prezent, în întreaga lume nu există soluții complete pentru implementarea rețelelor inteligente distribuite de energie (RIDE), la fel ca în cazul sistemelor convenționale, ele depind foarte mult de condițiile de operare ale întregului sistem energetic.

Industria energiei regenerabile, inclusiv cea a sistemelor PV și cea a sistemelor de stocare a energiei au ajuns la un înalt nivel tehnic, care poate oferi fiecărei componente a sistemului eficiența și siguranța în funcționare. Pentru integrarea lor într-un sistem energetic de putere, mai sunt încă multe îmbunătățiri care pot fi aduse: în proiectare, în ceea ce privește metodele de control și în operare, astfel încât să permită surselor de energie regenerabile (SER) funcționarea într-un sistem energetic de dimensiuni mari (sistem energetic național) care sa evolueze într-un sistem de tip rețea inteligentă (smart grid).

Sistemele viitoare de tip rețea-inteligentă (RI) vor evolua și vor conține micro-rețele (MR) cu surse hibride și sisteme de stocare ale energiei electrice (SSE) pentru a asigura o funcționare sigură și mai stabilă [3], [4]. Integrarea surselor de energie regenerabile (SER) în rețelele inteligente distribuite de energie (RIDE) au o operare impredictibilă, efect care trebuie minimizat.

În principiu, o micro-rețea este descrisă ca fiind o rețea electrică de o anumită putere, aceasta având posibilitatea să funcționeze complet sau aproape complet izolată de alte rețele printr-o structura de comandă optimizată și poate cuprinde: generarea distribuită, echipamente de stocare a energiei electrice, segmente separate de consumatori finali precum și SER, care fac parte din generarea distribuită

Ca și structură, conform [5], încă nu există un consens printre experți pentru definirea termenului de micro-rețea. În [6] se descrie micro-rețeaua ca un agregat de resurse electrice de distribuție, unități de stocare energie și sarcini flexibile, toate aparținând unui sistem de distribuție de joasa tensiune. Acest sistem poate funcționa fie autonom, fie interconectat cu o rețea energetică națională.

Nivelul de putere al unei micro-rețele poate varia de la un domeniu de câțiva kW într-o structura minimalistă, la structuri mai complexe cu puteri de câteva sute de MW, în timp ce structura micro-rețelei (MR) poate fi bazată pe un sistem monofazat sau un sistem trifazat de distribuție a energiei electrice interconectate cu generatoare SER, SSE și consumatori.

Bazându-ne pe [7] exista câteva tipuri de micro-rețele: comerciale, militare și cele experimentale, care deservesc campusuri universitare. Aceste micro-rețele de tip campus sau experimentale, similare cu cea folosită în această lucrare, constau în principal din două sau trei surse de energie SER, conectate cu un sistem de stocare a energiei și cu unități de conversie c.c.-c.a. pentru a alimenta consumatori locali specifici.

În concordantă cu [10] multe structuri de micro-rețele se compun din câteva surse de energie regenerabilă și convențională (vânt, solar, diesel, etc.), conectate împreună într-o singură magistrală sau o structură de magistrale. În [11] o micro-rețea se compune din 1.4 kW panouri fotovoltaice (PV), sistem de stocare a energiei conectat la magistrala micro-rețelei printr-un convertor c.c.-c.c. și printr-un invertor trifazat de tensiune. Un alt tip de topologie de micro-rețea este prezentat și testat de [12] și conține un sistem de 2.5 kW surse de energie PV, două invertoare trifazate de tensiune de 3 kW fiecare conectate în paralel și consumatori. În mod similar [13] propune o mică micro-rețea compusă din două invertoare conectate în paralel alimentate de la surse de c.c. care funcționează fie conectate la rețea fie în mod izolat de rețea.

O micro-rețea compusa din 3 generatoare de energie dispecerizabile comandate printr-o strategie de control denumită “droop-control”, un generator diesel, pile de combustie și o micro-turbină de 1 kW fiecare, este discutată de [14] în timp ce [15] propune o structură simplificată pentru analiza unei micro rețele utilizând o turbină eoliană de 9.5 kW cu un sistem de stocare a energiei electrice. O structură tipică a unei micro-rețele de tip comercial, incluzând un sistem PV, vehicule electrice și consumatori este prezentat de [16]. Referindu-ne la configurații de micro-rețele monofazate, o micro-rețea interconectată cu un sistem PV simulat, și hibrid SSE (baterie și super condensator) este prezentat de [17] și [18].

Având în vedere cele de mai sus structura micro-rețelei utilizată în aceasta teză, pentru a simula sistemul PV propus, este adoptată asemănător cu multe alte sisteme de topologii de mico-rețele, găsite în literatura de specialitate.

Integrarea sistemelor PV în micro-rețele oferă avantajul acestor surse în ceea ce privește capacitatea de reacție cu viteză mare. Aceasta capacitate poate fi exploatată pentru a servi obiectivul principal de maximizare a producției de energie prin utilizarea controlerelor de urmărire a punctului de putere maximă (MPPT), cât și să participe la stabilitatea operațională a micro-rețelei [19] și [20].

Din ce în ce mai multe sisteme PV funcționează având ca suport sisteme de stocare a energiei (SSE), blocuri de acumulatori sau supercondensatoare. În acest scop, s-au făcut cercetări pentru găsirea unor soluții funcționale și viabile.

Dintre toate soluțiile posibile pentru SSE, sistemele de stocare cu acumulatori, au fost recunoscute ca fiind una dintre abordările cele mai promițătoare. Tehnologia SSE se referă la procesul de conversie a energiei (în principal energie electrică) într-o formă de energie care poate fi stocată în diverse medii. Energia stocată poate fi transformată înapoi în energie electrică atunci când este necesar. SSE pot avea astfel funcții de a susține sistemele PV racordate la rețeaua electrică, funcționarea și echilibrarea consumului de energie, cum ar fi: ajutarea la atingerea vârfurilor de sarcină electrică, furnizarea de energie în funcție de timp, îmbunătățirea calității și fiabilității energiei, satisfacerea nevoilor de încărcare a vehiculelor electrice. În acest mod SSE asigură suportul în realizarea de rețele inteligente, sprijină gestionarea rețelelor și generarea distribuită de energie, obținându-se astfel reducerea importului de energie electrică în perioadele de vârf ale cererii.

Modalitatea simplă de funcționare ca parte a unui sistem integrat, ne permite să catalogăm sistemele de stocare a energiei cu baterii (SSE-B) ca fiind unele dintre cele mai uzitate sisteme SSE, de la uz casnic până la cel industrial. Acumulatorii sau bateriile pot fi utilizate pe scară largă în diferite aplicații, cum ar fi calitatea și managementul energiei.

Supercondensatoarele sunt sisteme de stocare a energiei electrice care pot înlocui anumite funcții ale acumulatorilor sau pot amplifica puterea blocului de acumulatori în anumite aplicații. Supercondensatoarele, denumite și condensatoare electrice cu strat dublu sau ultracondensatoare, conțin doi electrozi conductori, un electrolit și o membrană poroasa pe post de separator. Datorită structurii lor, supercondensatoarele pot avea atât funcțiile tradiționale de condensatoare cat și pe cele de baterii electrochimice.

Pentru utilizarea și comercializarea lor pe scară largă, piața energetică solicită totuși o reducere a costurilor și o creștere a densității lor energetice. În acest scop, principalele provocări și activități de cercetare se realizează astăzi pentru dezvoltarea de produse fiabile și ieftine. În prezent supercondensatoarele de înaltă performanță se bazează pe nanomateriale pentru a mări suprafața electrozilor ceea ce duce în final, la îmbunătățirea capacității supercondensatorului. Dezvoltarea în domeniul supercondensatoarelor, este bazată mult pe aprofundarea studiilor in domeniul materialelor care intră in componența lor. În unele recenzii recente de bună calitate se arată că cercetările s-au concentrat asupra dezvoltări recente a materialelor pentru stocarea de energie chimică capacitivă, cum ar fi o prezentare generală a materialelor de carbon pentru superconductor [47]. O privire de ansamblu asupra electrozilor pe bază de grafen se găsește și în [48].

Plecând de la legislația în vigoare și folosind ceea ce se știe deja, teza își propune să cerceteze modalitatea de funcționare cât și căile de verificare prin care un sistem PV, plus un sistem de stocare a energiei alcătuit din supercondensatoare si/sau acumulatori, reușesc să gestioneze puterea activă și să permită reglarea frecvenței unei micro-rețele neinsularizate.

Lucrarea cuprinde un sumar elaborat a ceea ce se cere de către mai multe coduri de rețea din zone diferite ale lumii. Se regăsește de asemenea și o analiză a modelelor de verificare deja folosite, ale sistemelor fotovoltaice, în demersul acestora de a-și crește aportul in procesul de control al inerției cât și al frecvenței primare [22], [23] și [24].

Deși pentru rețelele convenționale standardele privind calitatea energiei și integrarea SER s-a atins un anumit grad de dezvoltare, standardele din domeniul micro-rețelelor, rămân insuficiente și sunt departe de a atinge gradul de acoperire necesar. Pe lângă standardul IEEE 1547.4, care oferă un set de cerințe pentru interconectarea sistemelor de energie autonome la rețea, comunitatea științifică abordează problema standardizării micro-rețelelor prin standardele IEEE P2030.7, P2030.8 și P2030.9 [8].

Standardele existente, relevante pentru micro-rețele, precizează în principal organizarea, fiabilitatea operațională și calitatea energiei rețelei de distribuție, împreună cu cerințele tehnice și cerințele conceptuale și proiectare pentru echipamentele micro-rețelei și cerințele de funcționare a micro-rețelei.

Studii recente incluse în [25],[26] și [27] prezintă cerințele codului de rețea în diferite țări pentru integrarea SER și SSE în rețelele insularizate. Un studiu comparativ al codurilor pentru rețele insularizate în zona europeană este furnizat în [28]. Principala preocupare a aplicațiilor de stocare a energiei într-un sistem energetic insularizat este legată de natura și durata evenimentelor care au loc în rețea și de dezechilibrul balanței de putere, precum și de problemele de frecvență și tensiune [29]și [30]. Regimurile tranzitorii sunt caracterizate de constante de timp reduse în micro-rețele, iar cerințele pentru trecerea peste defect sunt așteptate să fie mai severe decât în ​​rețelele convenționale. Prin urmare, asigurarea stabilității tensiunii și a frecvenței reprezintă o prioritate în procesul de dezvoltare a acestui tip de sistem. Fluctuația frecvenței este mai accentuată în cazul rețelelor izolate cu un nivel ridicat de generare de la SER, suportul dinamic fiind o măsură necesară pentru evitarea unor regimuri tranzitorii grave sau chiar prăbușirea întregii micro-rețele. De asemenea, [28] evidențiază nevoia urgentă de a elabora coduri specifice pentru micro-rețele care să acopere cerințele pentru SSE și tipurile de servicii care ar putea fi sprijinite de SSE pentru a crește integrarea SER.

Există numeroase studii dezvoltate în jurul subiectelor micro-rețelelor bazate pe sisteme PV, care pot fi clasificate în două categorii majore, și anume cele cu sisteme de stocare integrată a energiei [31] și [32] și cele fără sistem de stocare a energiei [20], [34] și [35]. În prima categorie, sistemul de stocare a energiei (care se bazează, în general, pe baterii electrochimice) poate oferi un control mai bun al puterii de ieșire al sistemelor PV, similar cu controlul convențional al generatorului rotativ, dar cu un cost mai mare pentru sistem.

Ca și în cazul rețelelor convenționale, procesele de reglare a frecvenței și a tensiunii într-o micro-rețea sunt organizate pe trei niveluri de control ierarhic: primar, secundar și terțiar. Dintre acestea, controlul dinamic are loc în prima parte a controlului primar atunci când unitățile de generare și de stocare implicate acționează spre reducerea deviațiilor de frecvență și de tensiune, precum și pentru atenuarea rapidă a oscilațiilor care pot să apară.

Conform literaturii de specialitate, soluțiile de control al frecvenței pot fi grupate în două categorii, și anume: cele bazate pe caracteristicile frecvenței în funcție de putere [15], [27], [36], [37] și [38] și cele implementate pe mașinile virtuale sincrone [16] și [39]. Prima categorie prezintă metode de control care urmăresc să minimizeze deviația de frecvență prin injectarea unei anumite cantități de energie activă în funcție de o caracteristică f-P predefinită denumită in engleză “droop-control”. Panta caracteristică poate fi constantă în intervalul de variație a frecvenței, cu sau fără o bandă de insensibilitate în jurul valorii nominale sau variabilă în funcție de alți parametri ai sistemului, cum ar fi starea de încărcare a unității de stocare a energiei electrice [40], [41] și [42]. Răspunsul controlerului de frecvență asociat poate fi derivativ proporțional sau proporțional, iar sistemul de stocare a energiei, răspunde atât la deviația permanentă a frecvenței, cât și la rata de schimbare a acesteia.

Convertoarele electronice de putere, cum ar fi invertoarele pentru aplicațiile sistemelor PV, nu sprijină în mod normal rețeaua în regimurile tranzitorii, așa cum fac generatoarele convenționale conectate direct la rețea. Studiile au arătat că stabilitatea micro-rețelei poate fi îmbunătățită prin implementarea unui circuit de control în invertor pentru a modela răspunsul la inerție [43], [44] și [45]. Cu toate acestea, în funcție de metoda utilizată pentru a furniza inerție virtuală, poate fi necesară estimarea frecvenței micro-rețelei, care se realizează de obicei prin intermediul unei bucle tip PLL. Ca urmare, răspunsul buclei PLL va juca un rol important în dinamica globală a regulatorului de frecvență, așa cum se explică în [46].

1.4 Problema propusă spre rezolvare

Rezultatele cercetărilor efectuate până în prezent, au demonstrat că sistemele de stocare integrată cu acumulatori sau cu supercondensatoare, pot îmbunătăți funcționarea sistemelor PV existente și că, în plus, pot îmbunătăți și performanța dinamică a sistemelor fotovoltaice atunci când acestea sunt combinate cu controlul dinamic al invertorului. Cu toate acestea, în cazul unor sisteme dezvoltate pentru integrarea într-o micro-rețea, este necesară o analiză mai concludentă privind funcționarea sistemului PV în diferite cazuri (adică, cu/fără SSE (cu/fara acumulatori sau supercondensator) și cu/fără suport dinamic), aspecte care au motivat cercetarea prezentata în această lucrare [49].

Prin urmare, pornind de la soluțiile analizate, prezentate în literatura de specialitate și luând în considerare necesitatea cercetării pe această temă, această teza oferă o analiză cuprinzătoare a capacității de sprijin a rețelelor de sisteme fotovoltaice conectate în micro-rețele. Pentru a crește controlabilitatea sistemului PV și rezerva de putere, un SSE este integrat în structura centralei fotovoltaice. În acest scop, se propune un controler îmbunătățit, care să țină cont de caracteristica de deviație a frecvenței în funcție de puterea activă, inspirat din codul actual al rețelei PV din România și din rezerva de putere disponibilă în blocul de acumulatori și/sau în supercondensator [49], [52] .

1.5 Scopul și obiectivele lucrării

În urma studiilor efectuate, obiectivul final al acestei teze este acela de a concretiza oferirea unei soluții prin care sistemele PV ameliorează suportul dinamic în frecventa unei micro-rețele (MR). În acest fel se va înregistra o performanță sporită a rețelei distribuite de putere, datorate îmbunătățirii performantelor dinamice aferente procesului de control în frecventa în MR prin implementarea sistemelor PV.

Obiectivele specifice tratate în capitolele prezentei teze de doctorat sunt:

O1. Identificarea soluțiilor existente pentru asigurarea stabilității și calității energiei în

micro-rețele cu SER.

O2. Identificarea și dezvoltarea de soluții optimizate pentru îmbunătățirea comportamentului dinamic și calității energiei în regim tranzitoriu a micro-rețelelor cu SER și SSE.

O3. Simulări și validari experimentale în condiții de laborator a soluțiilor de control propuse.

O4. Stabilirea soluției optime de funcționare.

1.6 Structura tezei de doctorat

Cele 6 capitole care compun teza de doctorat, au următoarea alcătuire:

Capitolul 1: începe cu o prezentare restrânsă a energiei regenerabile și continuă cu descrierea funcțiilor sistemelor PV alături de trendul de evoluție al acestora. Celelalte subiecte ale capitolului 1 tratează contemporaneitatea și trebuința subiectului studiat, problema de clarificat, scopul și țintele lucrării, finalul aparținând descrierii pe scurt a tezei per ansamblu.

În cel de-al doilea capitol, regăsim cele 3 moduri in care funcționează sistemele conform principiului aferent:

structura și criteriul de funcționare al sistemului PV cu acumulatori

structura și criteriul de funcționare al sistemului PV cu supercondensator

structura și criteriul de funcționare al sistemului PV cu acumulatori și supercondensator.

Capitolul 3 conține algoritmul structurii în care sunt folosite sistemele PV nominalizate anterior, acestea fiind:

modelul matematic Matlab/ Simulink al sistemului PV cu acumulatori.

modelul matematic Matlab/Simulink al sistemului PV cu supercondensator.

modelul matematic Matlab/ Simulink ale sistemului PV cu acumulatori și supercondensator.

În capitolul 4 se examinează controlul puterii și al frecventei, ca și funcție de control a invertorului din structura sistemului PV cercetat.

Capitolul 5 însumează rezultatele simulărilor și experimentelor efectuate:

cercetarea și efectele simulărilor sistemului PV cu baterie

cercetarea și efectele simulărilor sistemului PV cu supercondensator

cercetarea și efectele simulărilor sistemului PV, cu supercondensator și baterie

Capitolul 6, prezintă aportul propriu, contribuții originale, diseminarea rezultatelor cercetărilor doctorale și direcții viitoare de cercetare.

In capitolul 6 se regăsesc elemente originale reieșite în urma studiului, alături de noi zone de cercetare viitoare.

Concluziile sunt prezentate în capitolul 7 și constituie o analiză a eficienței metodelor studiate și o soluție asupra metodei optime de utilizat.

CAPITOLUL 2

CONFIGURAȚIA ȘI MODELAREA SISTEMULUI PV

2.1 Configurația și modelarea șirului de panouri PV (sursa PV)

2.2 Configurația și modelarea sistemului de stocare a energiei cu baterii (SSE-B)

2.3 Configurația și modelarea sistemului de stocare a energiei cu supercondensator (SSE-SC)

2.4 Configurația și modelarea invertorului trifazat de tensiune

2.5 Configurația și modelarea micro-rețelei

CONFIGURAȚIA ȘI MODELAREA SISTEMULUI PV

Sistemul de putere prezentat in această teză are la bază o sursa PV, un sistem de stocare a energiei electrice, un invertor trifazat de tensiune, o micro-rețea, care interacționează intre ele conform configurației prezentate în schema bloc din Fig. 2.1.

Funcționarea întregului sistem de putere se face astfel: invertorul trifazat de tensiune (VSC) are ca elemente de intrare o sursa PV și un sistem de stocare a energiei, conectat la invertor printr-un convertor bidirecțional c.c. – c.c. La ieșirea invertorului trifazat de tensiune se află o micro-rețea trifazată, sarcini locale monofazate și trifazate. Sistemul de putere poate funcționa in mai multe configurații, cu sau fară blocul de baterii cu sau fară supercondensator și modul de funcționare in care blocul de baterii și supercondensatoul sunt conectate simultan.

În cazul studiat experimental, invertorul trifazat de tensiune este alimentat de un sir de panouri fotovoltaice, conectate in serie, având fiecare puterea de 245 W. În total, in cazul studiat experimental, acest sir de panouri fotovoltaice furnizează o tensiune nominală, VCC = 650V c.c., fiind conectat direct la intrarea de c.c. a invertorului. Sistemul de stocare a energiei este conectat printr-un convertor bidirecțional de c.c-c.c cu scopul de a îmbunătăți capacitatea invertorului și de a oferi suport dinamic micro-rețelei, ținând cont de producția de energie fotovoltaică.

Figura 2.1. Schema bloc a sistemului PV

Detalierea structurii convertorului bidirecțional c.c.-c.c. și impactul acestuia asupra eficienței generale a sistemului sunt subiecte care nu sunt incluse in subiectului prezentei teze și, prin urmare, este luat în considerare un convertor c.c.-c.c. standard semicomandat în punte.

2.1 Configurația și modelarea șirului de panouri PV (Sursa PV)

Modelul șirului de panouri PV are la bază, schema echivalentă a unui panou fotovoltaic care poate fi modelat conform [2] ca în Fig. 2.2.

Figura 2.2. Circuitul electric echivalent al unei unui panou fotovoltaic cu o singura diodă [2]

Ecuația caracteristică a unui panou PV este prezentată mai jos, curentul de ieșire al panoului PV având, conform [2], următoarea expresie:

(2.1)

unde:

IPV: reprezintă curentul de ieșire al panoului fotovoltaic

Iph: reprezintă curentul fotocelulei;

ID: reprezintă curentul prin dioda;

VPV: reprezintă tensiunea de ieșire a panoului PV;

Voc: reprezintă tensiunea de circuit deschis.

Rs : reprezintă rezistența serie a panoului fotovoltaic [Ω].

Coeficienții C1 și C2 din ecuația (2.1): se calculează în conformitate cu parametrii din fișa tehnică a panoului fotovoltaic pentru condițiile de funcționare standard (prevăzute în anexă), după cum urmează:

;

(2.2)

Pentru a adapta ecuațiile (2.1) și (2.2) diferitelor niveluri de radiație solară (G) și pentru diferiți coeficienți de temperatură (T), se vor utiliza următoarele ecuații pentru a descrie șirul de panouri PV.

(2.3)

(2.4)

(2.5)

(2.6)

(2.7)

unde:

T : reprezintă temperatura [°C]

Tref: reprezintă temperatura de referință [°C]

Imp: reprezintă curentul la puterea maximă [A]

Vref: reprezintă tensiunea de referință [V];

Vmp: reprezintă tensiunea la putere maximă [V];

ISC: reprezintă curentul de scurtcircuit [A]

Vnou: reprezintă noua valoare a tensiunii la putere maximă [V];

Inou: reprezintă noua valoare a curentului [A]

Cu ecuațiile de mai sus, orice punct de pe caracteristica de referință (Iref – Vref) este mutat într-un nou punct pe o noua caracteristică (I – V), conform Fig. 2.3, de mai jos.

Figura 2.3. Caracteristicile: I-V și P-V pentru un panou fotovoltaic

unde PPM, reprezintă punctul de putere maximă, obținut pentru: Impx Vmp.

Valoarea rezistenței serie (Rs) este calculată conform [2], cu ecuația următoare:

(2.8)

Pentru a afla punctele de pe caracteristica I-V, corespunzătoare puterii maxime pentru diferite valori ale radiației solare, se utilizează mai multe strategii de MPPT, disponibile in literatura de specialitate. Aceste strategii de aflare a MPPT-ului sunt date pentru diferite topologii și condiții de temperatura.

Pentru sistemul analizat in teza am ales o configurație compusă dintr-un singur sir de 22 panouri fotovoltaice, conectate in serie, având fiecare puterea de 245 W. Obținem astfel astfel tensiunea de 650 V c.c., șirul fiind conectat direct la intrarea de c.c. a invertorului trifazat de tensiune. Detaliile tehnice ale panourilor fotovoltaice de 245 W sunt prezentate in Anexa 1.

2.2 Configurația și modelarea sistemului de stocare a energiei cu baterii (SSE-B)

Sistemul de stocare a energiei este introdus pentru a asigura o calitate mai mare a sistemului PV și pentru a asigura rezerva de putere atunci când șirul de panouri PV nu produce energie la capacitate maximă. SSE-B constă dintr-un element de stocare, în acest caz un bloc de baterii comandate de un controler și un convertor bidirecțional.

Bateriile sunt dispozitive de stocare a energiei electrice care nu pot fi descărcate complet sau supraîncărcate. Încărcarea/descărcarea acestora trebuie să fie făcută printr-un controler pentru a le menține o durata de viață mai mare.

Pentru a determina nivelul de încărcare al bateriei se utilizează o variabilă caracteristică pentru evaluarea stării de încărcare a bateriei (SOC). Metoda de control, care verifica starea de încărcare a bateriei, actualizează variabila SOC in pași, pe baza puterii care trece prin blocul de baterii. Algoritmul de control utilizează doi parametri variabili (IBat, VBat) și un bloc constant (c). Cu un bloc de timp integrat discret prin acumulare, SOC este astfel calculat la fiecare ciclu pe baza SOC anterioare, în funcție de valorile de intrare. Modificarea SOC este implementată este descrisă de ecuațiile următoare [2]:

(2.9)

(2.10)

(2.11)

unde:

VBat: reprezintă tensiunea la bornele bateriei [V];

IBat: reprezintă curentul la bornele bateriei [A]

În Fig. 2.4, este prezentată metoda simplificată de control a bateriei, având ca date de intrare curentul și tensiunea in baterie și ca date de ieșire, variabila SOC [1] .

În cazul în care valorile din ecuația (2.11) corespund sistemului studiat, blocul de acumulatori astfel modelat este integrat în paralel cu intrarea c.c. in convertorul bidirecțional c.c.-c.c. Controlerul bidirecțional de încărcare oferă condiții adecvate de încărcare și reglează fluxul curentului pentru a evita supraîncărcarea, protejând astfel bateria. Conectarea bateriei printr-un convertor c.c.-c.c. oferă și o flexibilitate în alegerea nivelului de tensiune de la intrarea in convertor, a tensiunii și a configurației bateriei, de asemenea, permite bateriei să furnizeze puterea necesară pentru a menține o tensiune de sarcină constantă.

Convertorul bidirecțional c.c-c.c asigură controlul fluxului de putere între blocul de baterii și rețeaua de c.c., asigurând, de asemenea, condiții optime de încărcarea și descărcarea a blocului de baterii. Schema de bază a sistemului de comandă și modelul echivalent al unui convertizor c.c-c.c. este prezentată în Fig. 2.5, în conformitate cu [11]. Acest algoritm de control utilizează o tensiune de referință constantă (VCC*) pentru a încărca / descărca o baterie.

Figura 2.5 Modul de control al convertorului c.c-c.c bidirecțional

Controlul convertorului bidirecțional c.c-c.c. se face astfel, tensiunea continuă (Vcc) este comparată cu o tensiune de referință (VCC*) și se obține un semnal de eroare. Cu un controler proporțional-integral (PI), se obține valoarea curentului de încărcare / descărcare (Icc). Acesta măsoară puterea de ieșire a sistemului PV și starea de încărcare (SOC) a bateriei și decide cât de multă energie poate fi debitată sau absorbită la un moment dat.

Condensatorul de legătură c.c. (C1), din Fig. 2.1, joacă un rol important în schemă. Valoarea condensatorului utilizată pentru blocul de baterii este setată la 5000 μF, pentru invertorul trifazat in cazul de fata.

Întregul sistem a fost dimensionat astfel încât să asigure o ieșire adecvată pentru sarcină și pentru micro-rețea. Filtrul LC (Lf =2 mH, Cf =10 μF) a fost dimensionat corespunzător pentru a reduce valoarea THD sub valoarea standard.

In această teză s-au utilizat baterii pe bază de plumb, fiind in acest moment o tehnologie uzuală și una din principalele tehnologii de stocare a energiei, avantajele acesteia fiind prețul scăzut, tensiunea unitară ridicată, performanța stabilă și o gamă largă de temperaturi de funcționare [15], [16].

Modelul acumulatorului pe bază de plumb este modelat ca o sursă de tensiune cu rezistență în serie echivalentă, unde tensiunea bateriei depinde de starea de încărcare și curent , așa cum este descris în [11].

Figura 2.6 Modelul echivalent al bateriei

Parametrul Eb este tensiunea internă a bateriei și depinde de următorii factori: starea de încărcare, temperatură, tipul bateriei și poate fi exprimată printr-o ecuație, astfel:

(2.12)

unde:

Eb0: reprezintă tensiunea la funcționarea în gol la încărcare nominală, [V];

K: reprezintă tensiunea de polarizare, [V];

Q: reprezintă capacitatea bateriei, [Ah];

Ib: reprezintă curentul de descărcare al bateriei, [A].

Pentru modelul prezentat mai sus s-au realizat câteva simplificări: s-au considerat caracteristicile de descărcare și încărcare identice; rezistența internă a bateriei s-a considerat constantă în toate regimurile; s-a neglijat efectul temperaturii mediului ambiant asupra capacității bateriei; s-a neglijat efectul de memorie și autodescărcarea bateriei în timp.

Pentru simulări s-a dimensionat un bloc de acumulatori care este format din 24 baterii de 48 V, conectate în serie. Acest bloc de baterii este capabil să suplimenteze energia furnizată de sistemul PV către micro-rețea și către sarcină, in cazul in care radiația solară scade.

2.3 Configurația și modelarea sistemului de stocare a energiei cu supercondensator (SSE-SC)

Circuitul echivalent pentru un condensator poate fi de asemenea aplicat și supercondensatoarelor. Prin urmare, un supercondensator poate fi modelat cu componentele din Fig. 2.7, de mai jos [12]:

Figura 2.7. Modelul simplificat al supercondensatorului

Modelul SC constă într-un condensator (C) și o rezistență serie echivalentă reprezentând rezistența de încărcare și descărcare. Rezistența serie reprezintă de fapt rezistenta ce da pierderile interne in condensator. O rezistență echivalentă conectată în paralel reprezintă o rezistenta echivalenta ce da pierderile prin autodescărcare. Rezistența in paralel are efect asupra performantei stocării energiei pe termen lung deoarece modelează un efect de scurgere.

Cantitatea de energie care trece prin SC este proporțională cu capacitatea supercondensatorului și cu diferența de potențial și este dată de relația (2.13):

( 2.13)

unde:

C: reprezintă capacitatea supercondensatorului [F]

RS: reprezintă rezistenta interna echivalentă [Ω]

ESC : reprezintă cantitatea de energie eliberată sau înmagazinată in SC [Ws]

Vi : reprezintă tensiunea inițială înainte de a începe descărcarea SC [V]

Vf : reprezintă tensiunea finală după descărcare SC [V]

Când supercondensatorul este alimentat cu energie, tensiunea la intrare creste. Ecuația (2.13) reprezintă variația de tensiune care dă energia înmagazinată sau eliberată de supercondensator. Dacă SC eliberează energie sarcina (se descarcă), ESC este pozitivă. Dacă SC înmagazinează energie (se încarcă), ESC este negativă.

În aplicațiile practice cantitatea de energie și nivelul de tensiune cerut pot fi atinse folosind mai multe scheme de conectare a SC in serie si/sau in paralel. Astfel, tensiunea necesară la bornele blocului de SC determină numărul de celule conectate in serie, iar din capacitatea totală necesară rezultă numărul de supercondensatoare conectate in paralel. Rezistența totală și capacitatea totală a SC sunt descrise de următoarele două ecuații [12]:

(2.14)

(2.15)

unde:

ns : reprezintă numărul de condensatoare conectate in serie

np : reprezintă numărul de șiruri serie conectate in paralel

RSC-total : reprezintă rezistența totală [Ω]

În circuitul echivalent simplificat propus pentru supercondensatorul utilizat în această teză, circuitele de ramificație ale altor circuite RC sunt neglijate. Modelul echivalent al supercondensatorului este prezentat in Fig. 2.8 [12].

Figura 2.8 Modelul echivalent al supercondensatorului

Capacitatea totală a celulei supercondensatorului este proporțională cu tensiunea la bornele lui, a cărei valoare poate fi exprimată ca suma dintre o capacitate constantă și o capacitate a unui condensator variabil, care variază liniar cu tensiunea celulei (Vcelula). Prin urmare, conform [12] capacitatea echivalentă poate fi exprimată ca:

(2.16)

unde:

CSC-total: reprezintă capacitatea totală a supercondensatorului [F]

ncelula: reprezintă numărulul de celule

C0: reprezintă capacitatea constantă [F]

Vcelula: reprezintă tensiunea celulei [V]

K: reprezintă un factor care exprimă dependența tensiunii in funcție de capacitanța supercondensatorului [F/V]

În Fig. 2.8, Rs este rezistența serie echivalentă, care contribuie la pierderea de energie în timpul încărcării și descărcării supercondensatorului. Rp este rezistența paralelă echivalentă și reprezintă pierderea de energie din cauza autodescărcării prin supercondensator. Valoarea rezistentei Rp este întotdeauna mai mare decât valoarea Rs și poate fi neglijată în timpul încărcării / descărcării rapide. L este o inductanță, care rezultă din construcția fizică a supercondensatorului și are o valoare foarte mică.

Având in vedere performanțele actuale in realizarea supercondensatoarelor, pentru realizarea simulărilor și experimentelor de laborator, a fost ales un supercondensator cu 60 de celule, având tensiunea nominală VSC = 160 V, CSC = 5,8 F și rSC = 240 mΩ. Fișa tehnică a supercondensatorului fiind prezentată in Anexa 2. Capacitatea echivalentă devine in cazul acesta, conform [5].

(2.17)

2.4 Configurația și modelarea invertorului trifazat de tensiune (invertorul PV)

Invertorul trifazat de tensiune îndeplinește rolul de a transfera puterea de la intrarea in curent continuu, la micro-rețeaua de curent alternativ așa cum este detaliat în secțiunea următoare, fiind modelat conform schemei bloc prezentate în Fig. 2.9.

Figura 2.9 Modelul echivalent simplificat al invertorului trifazat de tensiune

Se consideră un tip de model simplificat pentru invertorul trifazat, conform [3], unde valorile medii ale tensiunilor pe o perioadă de comutație pentru cele trei brațe sunt calculate cu relația (2.18) și valoarea instantanee a curentului (idc) este exprimată cu relația (2.19)

(2.18)

(2.19)

unde:

Da, b, c: sunt semnalele de modulație (cicluri de sarcină) ale celor trei brațe ale invertorului trifazat de tensiune.

va,vb, vc: sunt tensiunile alternative monofazate la ieșirea invertorului.

VCC: este tensiune la intrare in invertor.

Conexiunea dintre invertorul trifazat de tensiune și micro-rețea se realizează prin intermediul unui filtru LC (Lf = 3,1 mH, Cf = 10 μF), proiectat să atenueze majoritatea armonicilor de curent produse de comutația tranzistoarelor invertorului trifazat de tensiune.

În cadrul experimentelor, configurația de laborator include un transformator de izolație între filtru și micro-rețea și, prin urmare, efectul transformatorului este considerat în simulări prin impedanța serie echivalentă (adică LT = 3 mH, rT = 0,1 Ω).

Dimensionarea invertorului trifazat de tensiune s-a realizat astfel: invertorul pentru sistemul PV se poate dimensiona în funcție de puterea maximă pe care o pot furniza panourile fotovoltaice la care se adaugă o marja de siguranță cuprinsă in intervalul (10-25) % , [4]. Deci conform relației (2.20), pentru simulări și experimente s-a ales un invertor cu puterea de 5 kW.

Pinv= Ppv_sir/1.10 (2.20)

2.5 Configurația și modelarea micro-rețelei

Un ansamblu de surse de energie electrică împreună cu o rețea de distribuție și sarcini distribuite reprezintă o micro-rețea. Un astfel de model de micro-rețea, este prezentat in Fig. 2.10 []. Pentru a analiza răspunsul sistemului PV, in aceasta teză se propune utilizarea a două modele de micro-rețea cu diferite grade de complexitate, de aceea simulările pentru studiul funcționării sistemului PV se vor desfășura pentru două ipoteze.

În prima ipoteză s-a adoptat un model de micro-rețea simplificat [6], care ia in considerare doar funcționarea la frecvențe mici ale micro-rețelei prin intermediul unei funcții de transfer de ordin redus. În această variantă de modelare se consideră ipoteza că micro-rețea este stabilă la frecvențe mai mari, așa cum va fi demonstrat de modelul detaliat al micro-rețelei.

Cea de a doua ipoteză descrie o micro-rețea care are implementat un model mai complex, conținând mai multe elemente componente.

Prin studierea ambelor ipoteze, se poate demonstra mai bine că soluția de control propusă pentru sistemul PV studiat, poate fi ușor integrată in diferite structuri de micro-rețele. În plus, prin compararea rezultatelor obținute in urma simulării sistemului de putere, în cele două ipoteze descrie mai sus, se poate vedea o analiză mai cuprinzătoare a răspunsului sistemului PV in domeniul frecventelor mici (în cazul modelului simplificat de micro-rețea) și într-un domeniu de frecvență mai larg (realizat de modelul de micro-rețea complexă). Astfel, prin demonstrarea echivalenței dintre cele două abordări de modelare în ceea ce privește controlul frecvenței, în cadrul secțiunii rezultatelor simulării, testele experimentale pot fi efectuate utilizând modelul micro-rețea cu comandă redusă fără a compromite acuratețea și validitatea rezultatelor.

Figura 2.10. Model micro-rețea

a) Modelul simplificat al micro-rețelei cu comandă redusă.

Având in vedere descrierea de mai sus, un model simplificat de micro-rețea sau agregat, este folosit in prima ipoteză pentru a testa suportul sistemului PV la frecvențe joase. Pentru aceasta, a fost luat în considerare un proces de control al frecvenței pe două niveluri, și anume controlul primar și secundar.

Comanda în control primar limitează deviația frecvenței atunci când balanța de putere a sistemului se modifică, iar comportamentul dinamic al frecvenței este reprezentat de următoarea funcție de transfer, conform ecuației (2.21):

(2.21)

unde:

ΔfMG: reprezintă abaterea de frecvență a micro-rețelei;

ΔP: reprezintă deviația puterii active;

TR: reprezintă constanta de timp compusă a controlului de frecvență primar al micro-rețelei;

λMG: reprezintă caracteristica compozită a frecvenței de putere a micro-rețelei;

H: reprezintă constanta de timp inerțiala a micro-rețelei;

D: reprezintă coeficientul de amortizare a sarcinii;

f0: reprezintă frecvența inițială la starea de echilibru a sistemului.

Comanda frecvenței in control de nivel secundar este declanșată simultan cu controlul primar, dar acțiunea sa este mult mai lentă [9].

Scopul acestui proces de control pe două niveluri, este de a restabili frecvența la valoarea nominală (f0 =50Hz) prin modificarea valorilor de referință de funcționare, ale unităților implicate în acest proces de control.

b) Modelul complex de micro-rețea

Pentru o analiză mai cuprinzătoare, in această ipoteză, rezultatele obținute cu modelul simplificat de micro-rețea, sunt completate cu un studiu al performanței sistemului PV atunci când este integrat într-o micro-rețea mai complexă.

Structura micro-rețelei a fost adoptată având ca model o schema bloc de micro-rețea conform [7], așa cum este reprezentată în Fig. 2.10.

Micro-rețeaua este alcătuită dintr-o rețea trifazată de distribuție radială, trifazată de medie tensiune (MT) și joasă tensiune (JT), cu sarcini distribuite de-a lungul liniilor de alimentare (3 fideri principali), care includ mai multe surse de generare distribuite și SSE, care pot fi conectate în diferite puncte ale sistemului.

Conform structurii de micro-rețea prezentată în Fig. 2.10, trei surse de generare distribuite și trei SSE sunt distribuite pe fiderii 1, 2 și 3. Micro-rețeaua poate funcționa fie în modul insularizat, fie interconectată cu rețeaua de distribuție principală. Interfața cu rețeaua de distribuție de medie tensiune (MT) se realizează printr-un transformator de distribuție (T1) și un întrerupător trifazat de circuit (Q1).

Atunci când funcționează în mod insularizat, micro-rețeaua furnizează energie sarcinilor numai cu ajutorul resurselor locale (SGD și SSE). O altă caracteristică importantă a micro-rețelei este funcționarea individuală a diferitelor secțiuni, și anume fiderul 1, 2 și 3 având posibilitatea de a fi deconectați de la sursa generală și să funcționeze separat de restul micro-rețelei așa cum este detaliat în [6]. În acest fel, se poate asigura o fiabilitate îmbunătățită și o continuitate in alimentarea cu energie electrică, așa cum s-a demonstrat și în []. Însă această funcționalitate implică un grad de complexitate mai mare a micro-rețelei, deoarece fiecare secțiune care se deconectează de restul sistemului trebuie să funcționeze ca o micro-rețea individuală. Prin urmare, pentru modelul detaliat de micro-rețea descris în cele ce urmează, se ia în considerare o singură secțiune a micro-rețelei prezentată în Fig. 2.10 (de exemplu fiderul 1) cu două generatoare distribuite (unul fiind sistemul PV studiat) și o unitate SSE.

Pe baza celor două ipoteze, structura micro-rețelei utilizată pentru modelul detaliat constă în trei generatoare distribuite (GD), care sunt conectate prin invertoare PV, așa cum se arată în Fig. 2.11 (b). Sarcinile sunt agregate într-o singură sarcină echivalentă, care poate include sarcini monofazate și trifazate. Având în vedere că această lucrare se concentrează pe controlul dinamic al frecvenței, efectul dezechilibrelor de sarcină și impedanțelor de linie asupra tensiunilor din diferite puncte ale micro-rețelei este neglijat. Cu toate acestea, o analiză a dezechilibrelor de sarcină este furnizată în secțiunea simulărilor și a rezultatelor experimentale.

În ceea ce privește nivelul de putere, chiar dacă puterea instalată din rețeaua de distribuție prezentată în Fig. 2.10, poate fi semnificativ mai mare decât cea utilizată în această lucrare, modelul micro-rețea a fost dimensionat la un nivel de putere similar cu setarea de laborator (prezentat în secțiunea rezultatelor experimentale), fiecare invertor fiind dimensionat la puterea de 5kW in scopul creării posibilității de verificare experimentală a soluției.

Figura 2.11. Structura micro-rețelei studiate pentru a testa sistemul PV, (a) modelul simplificat la micro-rețelei (MR1), (b) modelul detaliat al micro-rețelei (MR2)

Tensiunea micro-rețelei este formată din tensiunea furnizată de INV1, care este controlat ca un generator sincron virtual (GSV), urmând principiul descris în [10], prin urmare asigură echilibrul energetic al micro-rețelei.

Este de remarcat faptul că majoritatea studiilor din domeniul micro-rețelelor arată cum controlul interfețelor bazate pe electronică de putere (de exemplu, pentru generatoarele de SER și SSE), reprezintă o modalitate robustă și sigură de integrare a unui număr mare de unități de generatoare distribuite într-o micro-rețea, acest lucru realizându-se fără a compromite stabilitatea sistemului 0. Deoarece frecvența micro-rețelei prezintă un comportament similar cu un sistem convențional de energie bazat pe generatoare sincrone interconectate, micro-rețeaua prezentată în Fig. 2.11 (b) a putut fi agregată într-un model de ordin redus, așa cum se arată în Fig. 2.11 (a).

Echivalența dintre cele două modele de micro-rețea va fi de asemenea prezentată în secțiunea de rezultate ale simulărilor, unde se va prezenta răspunsul în frecvență al micro-rețelei, pentru ambele modele.

CAPITOLUL 3

SISTEMUL DE CONTROL PROPUS PENTRU COMANDA INVERTORULUI PV

Principii de control

Sistemul buclei de control a curentului

Sistemul de control al reducerii armonicilor

Sistemul de control al frecvenței

Modelarea sistemului PV studiat

3.1. Principii de control

Acest capitol prezintă modelul și soluția de control pentru funcționarea invertorului trifazat de tensiune utilizat pentru conectarea sistemului PV la micro-rețea. Înainte de a descrie modelul de control propriu zis al invertorului, sunt prezentate principiile de control, apoi, având in vedere scopul principal al tezei, este prezentată structura de control împărțita in 3 părți: sistemul de control al invertorului trifazat, sistemul de control al reducerii armonicilor și sistemul de control al frecvenței. propuse

În acest capitol se prezintă și soluțiile propuse pentru principiile de comandă în frecvență a invertorului trifazat. Aceste soluții au fost dezvoltate de autor împreună cu colectivul de cercetare din cadrul Departamentului de Inginerie Electrică și Fizică Aplicată al Universității Transilvania Brașov, în cadrul proiectului de cercetare: “Soluții de îmbunătățire a stabilității dinamice în micro-rețele electrice cu surse de energie regenerabilă” (Cod proiect: PN-II-RU-TE-2014-4-0359). Soluțiile prezentate au fost implementate in articole de specialitate scrise de autor și sunt parte integrantă din proiectul de mai care a avut ca scop principal tocmai găsirea și implementarea soluțiilor pentru îmbunătățirea stabilității dinamice și calității energiei în micro-rețele electrice care au integrat un nivel ridicat de producție din surse de energie regenerabilă (SER), in prezenta teză fiind prezentată soluția în care sursa de energie regenerabilă este un sistem PV.

Pentru invertoarele trifazate destinate aplicațiilor fotovoltaice, există mai multe metode și structuri de control. În diferitele structuri de control existente, se evidențiază două probleme principale: controlul tensiunii in c.c. și controlul puterii in c.a. Puterea in c.a. poate fi controlată cu scopul, fie de a alimenta rețeaua de distribuție principală, fie de a alimenta consumatori independenți, fie o micro-rețea. În cazul in care se alimentează rețeaua de distribuție locală, sistemul PV poate oferi, inclusiv suport pentru rețea. Un invertor trifazat poate fi comandat fie ca o sursă controlată in curent (soluție utilizată în mod obișnuit dacă invertorul este conectat la rețea și nu oferă suport pentru rețea) fie ca sursă controlată in tensiune (soluție utilizată pentru un invertor în mod autonom, sau conectat la o micro-rețea). Odată ce se decide operarea invertorului trifazat conectat la rețea și se selectează strategia de alegere a puterii de referință, rezultă modul de control al puterii concretizat într-o metodă de control în curent și/sau tensiune utilizând teoria puterii instantanee.

Fig. 3.1 prezintă strategiile de control existente, ale buclei curent, pentru un invertor trifazat. Aceste strategii de control sunt împărțite în trei metode diferite bazate pe structura sistemului lor de referință: controlere tip proporțional-integral (PI) în sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq), controlere proporțional-rezonante (PR) în sistemul de referință bifazat staționar (αβ) și controlerul de histerezis cu regulatoare PR și PI în sistemul de referință natural (abc).

Figura 3.1 Strategiile de de control pentru bucla de curent [2]

Controlul curentului in c.a. a devenit foarte popular datorită controlerului de curent care prezintă, în general, o mai bună siguranță, o mai bună stabilitate și un răspuns mai rapid.

Baza teoretică pentru algoritmii de control ai convertoarelor de comutație este o teorie cunoscută sub numele de teoria puterii instantanee sau, pe scurt teoria p-q, [1]. Teoria puterii instantanee, evidențiază semnificația fizică a puterii instantanee active și reactive dintr-un circuit trifazat și oferă o imagine clară asupra fluxului de energie de la sursă la sarcină într-un circuit trifazat. Această teorie oferă o bază teoretică pentru calculul algoritmilor de control al convertoarelor de comutație, devenind de asemenea o metodă de descriere a proprietăților circuitelor trifazate.

Având in vedere această teorie, cu ajutorul transformării (αβ) numită și transformarea Clarke, se poate descrie transpunerea unui sistem trifazat de tensiuni instantanee in axele abc, într-un sistem trifazat de tensiuni in axele αβ0. Această transformare este valabilă de asemenea și pentru curenții de pe cele 3 faze [1].

Tensiunile instantanee sunt date de următoarea ecuație conform [1]:

(3.1)

În mod similar valorile instantanee ale curenților trifazați, conform [1], sunt:

(3.2)

Bazându-ne pe teoria p-q, metodele principale de control utilizate sunt următoarele:

Controlul in sistem de referință bifazat rotitor sincron (dq)

Controlul in sistem de referință bifazat staționar (αβ)

Controlul in sistem de referință natural (abc)

În această teză se folosește metoda de analiză a sistemelor trifazate care constă în utilizarea unui sistem de referință bifazat rotitor sincron (dq) prezentat in Fig. 3.2. Această figură prezintă 2 sisteme de referință, primul sistem este αβ și în cel de-al doilea este dq și numit și sincron. Sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq) este sincronizat cu viteza unghiulară ω (unde ω=2πf, unde f este frecvența fundamentală a tensiunii micro-rețelei). In cele două sisteme se proiectează vectorii spațiali care exprimă mărimile electrice ale invertorului pe axa α și β sau axa d și q.

Figura 3.2 Sistemul de referință bifazat staționar (αβ) și sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq) în reprezentare fazorială, descris în [1]

Conform Fig. 3.2, în sistemul de referință bifazat sincron (dq) avem următoarele ecuații pentru curenți și tensiuni [1]:

(3.3)

(3.4)

unde:

ua, ub, uc: reprezintă tensiunile pe cele 3 faze

ia, ib, ic: reprezintă curenții pe cele 3 faze

ud,uq: reprezintă tensiunile in sistemul de referință rotitor sincron (dq)

id,iq: reprezintă curenții in sistemul de referință rotitor sincron (dq)

Principiul strategiei de control al invertorului trifazat de tensiune în sistem de referință bifazat rotitor sincron (dq) este de a transforma valorile măsurate ale curenților și tensiunilor de pe cele trei faze în sistem dq și apoi de a calcula valorile de referință ale curenților și tensiunilor măsurate.

Astfel, ecuațiile valorilor instantanee ale tensiunilor in c.a., exprimate în sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq), ținând cont de viteza unghiulară ω, sunt date de relațiile (3.5) și (3.6) conform [3]:

(3.5)

(3.6)

Se poate observa că în sistemul de referință bifazat rotator sincron (dq) ecuațiile diferențiale (3.5) și (3.6) sunt dependente de cuplajul încrucișat ωd și ωq. Astfel transformările pot fi utilizate pentru a obține funcțiile de comutare din sistemul de referință bifazat staționar (αβ) in sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq) cunoscând funcțiile de comutare ale fiecărui brat al invertorului trifazat.

Bucla de control al curentului se bazează pe utilizarea unui controler proporțional-integral (PI). Acest controler PI, cu reacție pozitivă de tensiune (vg), așa cum se arată în Fig. 3.3, este utilizat în mod obișnuit pentru invertoarele cu control in curent [3]. Această soluție prezintă insă și două dezavantaje: incapacitatea controlerului PI de a urmări o unda de referință sinusoidală fără eroare de stabilitate și capacitatea slabă de tolerare a perturbațiilor. Acest lucru se datorează slabei performanțe a acțiunii integrale atunci când perturbația este un semnal periodic.

Controlerul PI este prezentat in figura 3.3, funcționarea lui fiind definită de relația următoare [3]:

(3.7)

unde:

Kp este factorul de amplificare proporțional al regulatorului;

Ki este factorul de amplificare integrator al regulatorului.

Figura 3.3 Bucla de curent a unui controler PI [3]

În figura de mai sus:

GP (s) reprezintă controlerul PI,

Gd (s) este întârzierea datorată elaborării dispozitivului de calcul și PWM

G f (s) este funcția de transfer a filtrului [3]

Gd(s) reprezinta întârzierea de 1,5T datorită elaborării dispozitivului de calcul (Ts) și a PWM (0.5Ts), indicând cu perioada de eșantionare (Ts), și este dată de relația:

(3.8)

3.2 Sistemul buclei de control a curentului

In Fig. 3.4 este reprezentat controlul puterii de ieșire a invertorului trifazat de tensiune, implementat în sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq) care se rotește sincron cu vectorul reprezentativ al tensiunii de fază de intrare (Vabc).

Bucla internă pentru controlul curentului are la baza controlere PI, implementate pe fiecare axă, cu eliminarea reacției pozitive de tensiune și a cuplajului încrucișat [1]. Pe baza referințelor de putere activă și reactivă (P*0, Q*0), curenții de referință pentru sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq), sunt dați de relațiile următoare:

(3.9)

(3.10)

unde:

Id: reprezintă componenta după axa d a curentului micro-rețelei în sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq).

Iq: reprezintă componenta după axa q a tensiunii micro-rețelei în sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq)

Vd: reprezintă componenta după axa d a tensiunii micro-rețelei în sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq).

Vq: reprezintă componenta după axa q a tensiunii micro-rețelei în sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq).

P0*: reprezintă referința de putere activă [W]

Q0*: reprezintă referința de putere reactivă [Var].

Tensiunile de referință rezultate, Vds și Vqs, din Fig. 3.4, sunt convertite în sistemul de referință de referință staționar (αβ) și apoi împărțite prin tensiunea c.c. (Vcc) pentru a genera ciclurile de referință Dαβ. Pentru a genera semnalele PWM pentru cele șase tranzistoare ale invertorului trifazat de tensiune (există două tranzistoare pentru fiecare braț al invertorului, prezentat în capitolul 2), este implementată o tehnică de modulare in lățime a pulsului (SVPWM) conform [3].

Figura 3.4 Schema de control a invertorului trifazat [2], [15]

Pentru sincronizare este introdus un circuit convențional trifazat numit buclă de calare de fază sau PLL (Phased Locked Loop) care este integrat în structura de control a invertorului. Scopul circuitului PLL este de a sincroniza tensiunile de la ieșirea invertorului trifazat de tensiune cu tensiunile micro-rețelei, circuitul PLL urmărind continuu frecvența fundamentală a tensiunilor măsurate ale micro-rețelei. O dimensionare corespunzătoare a PLL-ului trebuie să permită funcționarea corectă, inclusiv pentru forme de undă distorsionate și dezechilibrate. Acest circuit de sincronizare (circuitul PLL) detectează în mod automat frecvența sistemului (fPLL) și defazajul componentei pozitive (θPLL) ale unui semnal trifazat, in cazul de față, tensiunile de fază măsurate pe cele trei faze vabc.

Schema bloc a circuitului PLL implementat în sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq) este prezentată în Fig 3.5.

Figura 3.5 Schema de control a buclei de calare de faza (PLL) [??]

Funcționarea circuitului PLL implementat in sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq) este descrisă de funcția de transfer următoare, conform [18]:

(3.5)

unde:

kp: reprezintă contanta proporționată a controlerului proporțional-integral (PI)

Ts: reprezintă perioada de eșantioane [s]

3.3 Sistemul de control al armonicilor

Subiectul armonicilor in sistemele energetice este unul vast și de importanță actuală. Când se discută despre armonici în instalațiile electrice de distribuție este vorba în principal de curenți deoarece armonicile rezultă datorită curenților și cea mai mare parte a efectelor negative este datorată acestor armonici de curent. Pentru a determina impactul armonicilor trebuie cunoscut spectrul armonicilor de curent, de aceea se determină factorul total de distorsiune (Total harmonic distortion – THD). Este important ca într-o micro-rețea să fie determinate atât valorile tensiunilor armonice, cât și cele ale curenților.

O aplicație importantă a teoriei p-q este compensarea armonicilor de curent. Curenții armonici sunt prezenți în rețelele electrice de distribuție fiind determinați de diverse echipamente electrice: redresoare, invertoare, surse in comutație, echipamente de electrice de putere pentru diverse acționări din industrie, etc. Din aceste echipamente fac parte și invertoarele trifazate de tensiune pentru aplicații fotovoltaice.

Pentru a limita distorsiunea curentului de ieșire la nivelul prevăzut in standard (THDi <5%) [16], comanda invertorului trifazat de tensiune include de asemenea o buclă de control a compensării armonice (CA), aceasta fiind implementată în sisteme de referință rotative, câte unul pentru fiecare armonică vizată. Cum cele mai importante armonici de curent in spectrul de frecvențe sunt cea de ordinul 5 și cea de ordinul 7, în această teză, compensatorul armonic (CA) este dimensionat pentru a compensa aceste două armonice selectate.

Partea de control din invertorul trifazat de tensiune conectat la rețea constă in controlul curentului cu regulatoarele PI și compensatorul armonic (CA), fiind implementate in sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq), schemele bloc de control fiind prezentate in Fig 3.6 și Fig 3.7.

In Fig. 3.6, este descris procesul compensării armonice, componenta iq a curentului determină puterea reactivă, în timp ce componenta id a curentului, determină fluxul de putere activă. Astfel, puterea activă și reactivă pot fi controlate independent. Pentru a obține o compensare bună este necesară utilizarea controlerelor PI pentru reglarea curentului, cuplajul încrucișat și reacția pozitivă de tensiune [5]. Cele două controlere sunt implementate în două sisteme de referință care se rotesc la -5ω și la +7ω. Sunt necesare 2 blocuri de transformare pentru a transfera din sistemul de referință bifazat staționar (αβ) in sistem de referință bifazat rotitor sincron (dq).

Intrarea regulatorului de curent este eroarea între valoarea măsurata și cea de referință a curentului de rețea. Ieșirea regulatorului este tensiunea de referință a rețelei care împărțită la tensiunea sursei de c.c. oferă factorul de umplere pentru invertor (Fig. 3.4).

Compensarea armonică este aplicată in sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq) unde curenții sunt reglați ca și valori de curent continuu, care elimină eroarea la starea de echilibru, pentru a obține o calitate îmbunătățită a energiei în configurația analizată.

Figura 3.6 Schema detaliată de control a compensării armonicilor de curent

de ordin 5 și 7 [19]

Pentru armonicele 5 și 7 se folosesc două cadre de referință care se rotesc la -5ω (secvență inversă) și 7ω (secvență directă).

Schema de control prezentată in Fig. 3.6, este integrată in controlul armonicilor de curent ale invertorului așa cum se arată in figura 3.7. Astfel, semnalele de curent, convertite în sistemul de referință corespunzător sunt aplicate la intrarea a două regulatoare PI cu câștigurile corespunzătoare, Kh5 și Kh7. Ieșirile fiecărui regulator PI, reprezentând tensiunile de compensare, care se adaugă și se convertesc la sistemul de referință rotitor sincron (dq), obținându-se tensiunile compensate: VdCA și VqCA. Controlul sistemului de referință bifazat rotitor sincron (dq) implică și două bucle de cuplare încrucișată, câte una pentru fiecare armonică, conform figurii 3.7. Prin utilizarea transformării Park, curenții și tensiunile de pe cele trei faze din sistemul de referință natural (abc) sunt transformate într-un sistem de referință bifazat rotitor sincron (dq), astfel încât la ieșire se obțin tensiunile compensate VdCA și VqCA, [5].

Figura 3.7 Schema controlerului pentru pentru armonicile

de gradul 5 și 7 [15]

3.4 Sistemul de control al frecvenței

Frecvența rețelei electrice reprezintă unul dintre indicatorii importanți de calitate ai energiei electrice. In România, valoarea nominală a frecventei este de 50 Hz și poate fi de 50 Hz+/- 1 % in rețelele interconectate și de 50Hz +4/-6 % pentru rețele izolate, conform [8].

În sistemele energetice, frecvența este un indicator al dezechilibrului dintre producție și consumul de energie. Pentru funcționarea normală a sistemului de alimentare, frecvența trebuie să fie apropiată de valoarea nominală. În cazul unui dezechilibru între producție și consumul de energie, controlul primar și controlul secundar al frecvenței sunt utilizate pentru a reduce dezechilibrul de putere.

Într-un sistem de putere, convențional unitățile de producere a energiei sunt în mod normal echipate cu un regulator de control, care funcționează ca și controlul primar al frecvenței sarcinii. Pentru a restabili frecvența la valoarea sa nominală se realizează conectarea surselor de rezerva primare și controlul secundar care este utilizat cu o durată de timp de 10-15 minute, având ca rezultat o creștere sau o scădere mai lentă a producției de energie.

Ca și rezultat al creșterii capacității SER, deci și a centralelor PV au apărut reglementari noi impuse pentru conectarea SER la sistemele energetice naționale. Conform acestor reglementari sistemele PV trebuie sa îndeplinească anumite cerințe specifice, impuse de fiecare operator de rețea in parte, in funcție de specificul zonei. Reglementările sunt denumite generic: coduri de rețea pentru conectarea la rețea surselor regenerabile.

În urma analizelor și cercetărilor privind regimurile tranzitorii de frecvență, in sistemele energetice naționale, s-a impus la nivel european, prin autoritatea responsabilă “European Network of Transmission System Operators for Electricity” (ENTSO-E), un normativ, care pune un accent crescut pe: asigurarea stabilității în regim tranzitoriu, pe asigurarea stabilității frecvenței și a tensiunii în regimuri dinamice și pe capacitatea crescuta de trecere peste defect [10]. Asemănător, s-au introdus și in România, din 2013, reglementari specifice care cuprind reguli prin care sistemele PV se pot racorda și funcționa in rețeaua de distribuție ca și surse stabile de energie [7]. Astfel respectând cerințele din [7], SER nu influențează negativ sistemul energetic național, ci chiar pot îmbunătăți performanțele SEN atunci când sunt plasate în apropierea zonelor de consum.

In codurile de rețea europene, printre care și norma românească [7] se impune participarea sistemelor PV, de la o anumită putere, în controlul secundar al frecvenței.

Aceste reglementări se referă la rețele de distribuție naționale și europene cu o rezervă de stabilitate ridicată, dar este folositor a se utiliza drept exemplu și în cazul micro-rețelelor.

Pe fondul noilor cerințe de stabilitate, s-au analizat atât metode ce prevăd creșterea puterii instalate în centralele fotovoltaice (PV), în vederea asigurării unui surplus de putere accesibil rapid, necesar reglajului frecvenței, cât și principii de control menite să asigure parametrii necesari unei funcționări stabile.

În urma studiului bibliografiei a rezultat o sinteză a codurilor de rețea, problemele concentrându-se în principal pe reglajul în frecvență și reglajul în tensiune ca fiind elementele cele mai sensibile în regimul dinamic.

Ca urmare, se constată necesitatea unor îmbunătățiri, astfel încât să se introducă și alte cerințe in afara de cerința referitoare la creșterea eficienței sistemelor PV prin funcționarea în punctul maxim de putere (MPP). Poate fi util ca noile sisteme PV sa fie prevăzute cu rezerve de putere și capacitate de coordonare, astfel încât să participe la stabilizarea micro-rețelei din care fac parte. Mai mult, prețul din ce in ce mai mic al sistemelor PV permite chiar o supradimensionare a sistemelor PV în vederea preluării funcțiilor de reglaj într-o micro-rețea, acest lucru realizându-se parțial și cu ajutorul SSE bazate pe baterii sau pe supercondensatoare [14].

Având in vedere exploatarea rezervei de putere și capacitatea de descărcare rapidă a puterii unui sistem PV se pot implementa soluții de control care pot asigura serviciile de suport menționate mai sus, fără utilizarea SSE integrate în sisteme PV.

O altă soluție constă în integrarea în structura sistemului PV, a unui sistem de stocare a energiei pe termen scurt care să asigure rezerva de energie necesară sistemului pentru a oferi un suport substanțial în regim dinamic.

Plecând de la aceste principii, in literatura de specialitate se prezintă o serie de metode și principii care urmăresc asigurarea unui suport în regim dinamic cât și extinderea capabilităților de trecere peste defect ale acestor sisteme PV [10], [11]. Aceste metode se bazează în principal pe caracteristici de reglare statică a frecvenței P–f, respectiv Q–V pentru tensiune. Pot acționa la deviații pozitive de frecvență ( Δf>0), prin ieșirea rapidă din punctul maxim de funcționare și când sistemul înregistrează o deviație negativă a frecvenței prin conectarea rezervei de putere (dacă la momentul perturbației centrala funcționa în afara punctului maxim). Asemănător, in regimul tranzitoriu, soluțiile de control se bazează pe caracteristici de reglare statică, dar pot include și un răspuns inerțial care duce la reducerea ratei de scădere a frecvenței.

Termenul de "suport dinamic" definește capacitatea unei surse de producere a energiei de a reacționa la prima parte a procesului primar de control al frecvenței, proces asociat cu răspunsul inerțial al generatoarelor convenționale și inerția sintetică furnizate de surse de energie pe bază de invertoare PV [5].

Soluțiile propuse în continuare au fost studiate și dezvoltate de autor pentru a demonstra asigurarea stabilității și calității energiei in micro-rețele prin controlul SER și anume al sistemului PV.

Principiile de comandă propuse au la baza controlul puterii active in funcție de caracteristica f(P) propusă. Pentru evidențierea soluției s-a evidențiat funcționarea frecvenței in intervalul 48÷52 Hz și s-a propus funcționarea invertorului cu o rezervă de 20%.

In Fig. 3.8 a și b, este prezentat mecanismul de control al puterii active de referință P0*. Fig. 3.8 a reprezintă cazul in care controlul frecvenței este susținut de un SSE cu baterii, pe când în Fig. 3.8 b, susținerea de face de către un SSE pe bază de supercondensator. În scopul analizării comportamentului sistemului în condiții de funcționare diferite, cele două scheme de control cuprind patru cazuri care pot fi activate prin intermediul celor două comutatoare I1 și I2, așa cum este descris în tabelul 3.1.

De asemenea, puterea de ieșire activă trebuie modificată în timpul variației frecvenței pentru a fi asigurată buna participare a sistemului PV la controlul primar.

Pentru a evidenția mai bine soluția, autorul tezei propune 4 cazuri de studiat pentru a stabili puterea de referință, aceste cazuri care urmând a fi detaliate in partea următoare. În funcție de structura centralei PV, adică dacă sistemul de stocare al energie este conectat (I2=1) sau fără SSE conectat (I2=2), referința de putere P*01 poate fi controlată independent de producția sursei PV. Puterea de intrare P*1, activă atunci când SSE integrat este conectat, poate proveni de la un controler central al micro-rețelei, similar cu cazul generatoarelor convenționale comandate de un dispecerat de rețea.

Totuși, această funcționare este în afara scopului acestei lucrări; prin urmare, în simulări și experimente, P*1 este considerata fixă la valoarea de 5 kW. În cazul clasic (fară SSE conectat), puterea de referință activă P*01 depinde de puterea disponibila a sursei PV. În această teza, sursa PV fiind conectată direct la intrarea de c.c.invertorului, puterea PV maximă poate fi controlată prin intermediul Vcc. Așa cum se arată în Fig. 3.8 a și b, semnalul de putere activă P*2 este furnizat de un controler PI care servește la menținerea tensiunii de legătură in c.c la valoarea de referință V*cc.

Figura 3.8.a Schema bloc a generării de putere activă f(P)- cazul SSE cu baterie (SSE-B) [15]

Figura 3.8.b Schema bloc a generării de putere activă f(P)- cazul

SSE-SC [15]

Pentru ca sistemul de alimentare cu energie fotovoltaică să participe la procesul de control al frecvenței micro-rețelei, este implementat un controler de frecvență, evidențiat în Fig. 3.8 a și b, acest controler fiind caracterizat printr-un comportament proporțional derivativ. Deviația de frecvență Δf este calculată scăzând din frecvența de referință f0, frecvența estimata fPLL. Δf este utilizată pentru a determina termenul proporțional al referinței puterii active utilizând o caracteristică f(P) predefinită.

Participarea la controlul frecvenței este diferit de la o țară la alta, toate SER trebuie să reducă, în timpul funcționării, la o frecvență de mai mult de 50,2 Hz, puterea instantanee activă cu un gradient de 40% din puterea SER.

Conform codului de rețea din Germania [12], atunci când frecvența depășește valoarea sistemului PV de 50,2 Hz trebuie să își reducă puterea activă cu un gradient de 0,4 p.u./Hz (40% din puterea disponibilă a sistemului PV).

Codul britanic de rețea [13] cuprinde o cerință care cere centralelor PV mai mari de 50 MW să aibă un control al frecvenței disponibil, capabil să furnizeze controlul frecvenței primare și secundare, precum și un circuit de control al frecvenței superioare.

Codurile de rețea prevăd inclusiv teste care să valideze faptul că centralele fotovoltaice conectate la rețea, au într-adevăr capacitatea de a răspunde frecvenței solicitate [7].

Având ca sursa de inspirație standardele existente ale codurilor de rețele PV și utilizând codul rețelei românești [7], autorul a dezvoltat și a definit o caracteristică activă a frecvenței in funcție de putere f(P) pentru sistemul PV. Această caracteristică f(P) este ilustrată în Fig. 3.9. și după cum se poate observa ea implică funcționarea sistemului PV cu o rezervă de putere de 20% atunci când frecvența este în jurul valorii nominale. Atunci când frecvența micro-rețelei depășește anumite valori de prag (49,8 Hz și 50,2 Hz), puterea activă trebuie modificată proporțional cu deviația de frecvență.

Există, de asemenea, un control îmbunătățit al puterii active atunci când sistemul de stocare a energiei (SSE) cu baterii și/sau cu supercondensator, este integrat în structura sistemului PV și caracteristica f(P) poate fi extinsă și la nivelul zonei negative (adică pentru P <0 – absorbția energiei active din micro-rețea).

Trebuie menționat faptul că aceasta teză nu acoperă cazurile când sistemul de baterii atinge limitele stării de încărcare (SOC) și când sistemul nu mai poate funcționa după cum este descris, acest aspect fiind rezervat studiilor viitoare.

Figura 3.9 Caracteristica putere in funcție de frecvență f(P) conform [15]

Pentru a îmbunătăți capacitatea suportului dinamic al sistemului PV, s-a adăugat la controlerul de frecvență un termen derivativ, care se caracterizat prin “câștig derivativ” numit in continuare Kd. Scopul principal al acestei bucle este de a realiza un răspuns mai rapid la schimbarea frecvenței, rezultând o reducere a ratei de modificare a frecvenței (RoCoF) și a deviației maxime de frecvență [9].

O analiză a efectului câștigului derivativ asupra comportamentului dinamic al frecvenței va fi furnizat în secțiunile de rezultate a simulării și rezultate experimentale.

Este important de menționat că, în cazul in care sursa PV, funcționează fără SSE conectat, puterea de ieșire disponibilă depinde numai de producția de energie din sursa PV, care variază proporțional cu radiația solară. Prin urmare, comportamentul menționat mai sus, bazat pe caracteristica f(P) prezentată în figura 3.9 este limitat de condițiile de funcționare ale sursei PV. În acest caz, caracteristica de putere activă de ieșire este dimensionată la puterea maximă disponibilă în centrala fotovoltaică, semnalul puterii de ieșire P02*, fiind calculat, așa cum se arată în figura 3.8, prin înmulțirea cu coeficientul subunitar Kd, furnizat de controlerul de frecvență, cu referința de putere activa P*01.

Principiile de comandă propuse mai sus (capitolul 3.4), au fost elaborate de autorul tezei, împreună cu colectivul Universității Transilvania din cadrul Departamentului de Inginerie Electrică și Fizică Aplicată. Aceste principii se constituie in principiile centrale teoretice ale prezentei teze. In capitolele următoare se demonstrează validitatea soluțiilor teoretice propuse mai sus.

3.5 Modelarea sistemului PV studiat

3.5.1 Modelarea generală a sistemului PV

3.5.2 Modelarea sursei PV

3.5.3 Modelarea SSE-B

3.5.4 Modelarea SSE-SC

3.5.5 Modelarea buclei de control in curent a invertorului trifazat

3.5.6 Modelarea SSE a compensării armonice (CA)

3.5.7 Modelarea controlului frecvenței

3.5.8 Modelarea SSE a micro-rețelei (MR)

Subcapitolul 3.5 își propune să descrie implementarea structurii sistemului PV studiat in software-ul Matlab/Simulink și detalierea principiilor de comandă dezvoltate de autor, prezentate in capitolul 3 și în articolele realizate [15], [17] și [20].

Sistemul PV prezentat a fost modelat cu ajutorul programului software Matlab/Simulink. MATLAB-ul este un pachet de programe software realizat pentru calcul numeric și reprezentări grafice în domeniul ingineriei, fiind simultan un limbaj de programare și un sistem de dezvoltare, care integrează metode și elemente de calcul, de vizualizare și de programare într-un mediu ușor de utilizat. Soluțiile acestor probleme sunt exprimate într-un limbaj matematic accesibil. SIMULINK-ul este o componentă a mediului software MATLAB cu ajutorul căreia se pot modela și simula sisteme dinamice, liniare sau neliniare, utilizând interfața grafică. Originea acestei componente are la bază teoria reglării automate, unde sistemele dinamice se descriu prin funcții de transfer.

3.5.1 Modelarea generală a sistemului PV

Conform schemei bloc prezentată in capitolul 2, Fig. 2.1, s-a modelat in Matlab/Simulink sistemul PV, rezultatul fiind prezentat in Fig. 3.10.

Pentru a evidenția principiile de control prezentat in capitolul 3 se vor analiza următorii parametrii:

Frecvența micro-rețelei: fMR [Hz]

Puterea de ieșire sursei PV: PPV [W]

Puterea de ieșire a SSE cu baterii: Pbat [W]

Puterea de ieșire a SSE cu supercondensator: PSC [W]

Puterea de ieșire a invertorului trifazat: Piesire [W]

Tensiunea in c.c., Vcc [V]

S-a ales și măsurarea parametrilor de mai sus deoarece ei evidențiază funcționarea întregului sistem PV și performanța lui in regim dinamic.

Conform instrumentelor de reprezentare grafică disponibile Matlab/Simulink, schema bloc a sistemului PV studiat este prezentată in Fig. 3.10 a și b. Ea cuprinde toate elementele necesare simulării și testării elementelor componente care alcătuiesc sistemul PV studiat și descris în capitolul 2, Fig. 2.1.

Figura 3.10 a, Schema bloc a sistemului PV

Astfel Fig. 3.10 a, conține reprezentarea grafică a următoarelor elemente: sursa PV, SSE-B, SSE-SC, invertorul PV, blocul de control al invertorului PV și un bloc de măsura (M1) pentru a măsura valorile curenților și ale tensiunilor in c.a. la ieșirea din invertorul PV. În schemă este reprezentat și condensatorul de legătură c.c. (C1), din Fig. 2.1, în cazul de față, valoarea condensatorului utilizat pentru blocul de baterii fiind setată la 5000 μF, pentru invertorul trifazat. Valoarea tensiunii in c.c. (VCC) poate fi vizualizată pe blocul reprezentat de ecranul 1. Conform instrumentelor disponibile in Matlab/Simulink, blocul de control al invertorului are ca elemente de intrare: tensiunea in c.c (VCC) ,curenții și tensiunile trifazate (IABC, VABC), iar ieșirea este utilizată pentru comanda invertorului PV din schemă. Ecranul 2, este utilizat in cursul desfășurării simulărilor pentru vizualizarea parametrilor: Vabc și Iabc.

Figura 3.10 b Schema bloc a sistemului PV [15]

În Fig 3.10 b (continuarea schemei bloc), sunt reprezentate: filtrul de rețea (RLC), sarcina trifazată și monofazată și micro-rețeaua, conform descrierii din capitolul 2, Fig. 2.1. Sarcinile sunt conectate la rețea prin intermediul unor întrerupătoare (I1, I2) pentru a se putea efectua conectări și deconectări de sarcina in timpul simulărilor. În figură sunt incluse și blocurile de măsură: M1, M2, M3, M4, necesare pentru a măsura și testa in diferite puncte valoarea tensiunilor și a curenților sistemului de c.a. trifazat împreună cu frecventa micro-rețelei (fMR). Valorile de ieșire ale blocurilor de măsură pot fi vizualizate pe ecranele asociate acestora. Micro-rețeaua este descrisa ca un bloc compact, detalierea componentei micro-rețelei urmând a se face in partea următoare a tezei.

3.5.2 Modelarea a sursei PV

Modelarea sursei PV s-a realizat ținând cont de:

caracteristicile tehnice ale panoului fotovoltaic real utilizat in simulare, ale cărui date tehnice sunt prezentate in Anexa 1.

influența radiației solare asupra caracteristicilor I-V, pentru un panou fotovoltaic.

influența radiației solare asupra caracteristicilor de putere, pentru un panou fotovoltaic, implicit pentru întreaga sursă PV.

Schema bloc a sursei PV este prezentată in Fig. 3.11, iar schema detaliată a sursei PV este prezentată in Fig. 3.12. Realizarea schemei a avut ca scop măsurarea puterii de ieșire sursei PV: PPV, pentru a evidenția funcționarea sursei PV în anumite configurații care depind de: conectarea sau deconectarea sarcinii, scăderea sau creșterea radiației luminoase.

Figura. 3.11 Schema bloc in a sursei PV [15], [20]

În schema detaliată a sursei PV, Fig 3.12, avem ca date de intrare: parametrii șirului de 22 panouri fotovoltaice (prezentați in Anexa 1) și valoarea radiației solare. Parametrii sursei PV sunt: tensiunea la puterea maxima, Vmp = 30.3 V, curentul la puterea maximă: Imp = 8.09 A, curentul de scurtcircuit: ISC = 8.34 A și tensiunea de mers in gol, Voc = 37.3 V. În scopul realizării simulărilor experimentale, radiația solară poate fi setată in două trepte de 500 W/m2 sau 1000 W/ m2, pentru a simula puterea sursei la 50 % din capacitate respectiv 100% din capacitatea instalată in șirul de 22 de panouri fotovoltaice.

Figura. 3.12 Schema detaliata a sursei PV [1], [3]

3.5.3 Modelarea SSE cu baterii (SSE-B)

Sistemul de stocare a energiei cu baterii (SSE-B) a fost modelat in Matlab/Simulink conform Fig. 3.13 și are la baza un controler proporțional-integral (PI) și o funcție de transfer pentru modelarea tensiunii.

Figura 3.13 Schema bloc a SSE-B [15]

Parametrii de intrare pentru sistemul de stocare a energie cu baterii sunt: tensiunea de referință, VREF=650 V c.c. și parametrii blocului de 24 de baterii având tensiunea Vcc=48 V fiecare baterie. Parametrul de ieșire este puterea de ieșire a blocului de baterii (Pbat) fiind, vizualizat pe ecranul :”Puterea SSE-B”.

Schema de control a SSE cu baterii (SSE-B) are în vedere controlul tensiunii pe baterii și verificarea stării de încărcare a bateriilor.

Figura 3.14 Schema de control a SSE-B [15]

3.5.4 Modelarea SSE cu supercondensator (SSE-SC)

Sistemul de stocare a energiei cu supercondensator (SSE-SC) este modelat conform cerințelor din capitolul 3 și are ca date de intrare, parametrii supercondensatorului folosit (Anexa 2) iar parametrul de ieșire este reprezentat de puterea supercondensatorului: PSC, [22].

Figura 3.15 Schema bloc a SSE-SC [22]

Schema de control a supercondensatorului include un regulator proporțional-integral (PI) cu scopul de regulator de curent și un bloc pentru limitarea tensiunii supercondensatorului [4].

Figura. 3.16 Schema de control a SSE-SC [22]

3.5.5 Modelarea buclei de control în curent a invertorului PV

Bucla de control în curent a invertorului are la bază două regulatoare tip proporțional-integral (PI) implementate pe axa d și pe axa q, transformarea din sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq) în sistemul de referință staționar (αβ), cu eliminarea reacției pozitive de tensiune și a cuplajului încrucișat.

Figura 3.17 Schema bloc a buclei de control in curent a invertorului PV [22]

3.5.6 Modelarea compensării armonicilor de curenți (CA)

Conform soluției prezentate în capitolul 3, s-au compensat armonicile de curent de gradul 5 și 7, conform soluțiilor date în [15], [23] și [24], modelarea soluției are la bază transformarea din sistemul de referință bifazat rotitor sincron (dq) în sistemul de referință staționar (αβ), fiind prezentată in Fig. 3.18.

Figura 3.18 Schema bloc a compensării armonicilor de curent [15], [23]

3.5.7 Modelarea controlerului de frecvență

Pe baza soluției pentru principiile de comandă dezvoltate de autor și prezentate în capitolul 3.4 s-a implementat in Matlab/Simulink următoarea schemă de comandă a frecvenței, Fig. 3.19.

Această schemă are la baza graficul f(P) prezentat in Fig. 3.9. Conform soluției propuse in capitolul 3.4 pentru principiile de comandă, ele au la bază controlul puterii active in funcție de caracteristica f(P). În modelarea soluției s-a utilizat un tabel tip “look-up” in care s-a evidențiat modificarea frecvenței în intervalul 48÷52 Hz și s-a propus funcționarea invertorului cu o rezervă de 20%, conform Fig. 3.19, [15] și [20].

Figura 3.19 Schema bloc a controlului frecvenței [15]

3.5.8 Modelarea micro-rețelei

Pentru a evidenția mai bine funcționarea sistemului PV, micro-rețeaua a fost modelata conform soluției propuse in capitolul 2, Fig 2.11 a și b, in 2 variante astfel: o variantă simplificată care prezintă un model simplificat de micro-rețea (MR1) detaliat in Fig. 3.20 și o variantă complexă a micro-rețelei (MR2) descrisă și in Fig. 3.21, [3].

Figura. 3.20 Schema bloc a modelului simplificat al micro-rețelei (MR1)

Figura 3.21 Schema bloc a modelului complex al micro-rețelei (MR2)

Pe baza modelării realizate în Matlab/Simulink prezentată mai sus, s-au efectuat simulările experimentale pentru a evidenția comportarea sistemului PV studiat și pentru a se evidenția efectul soluțiilor de control propuse de autor.

CAPITOLUL 4

REZULTATUL SIMULĂRILOR FUNCȚIONĂRII SISTEMULUI PV

4.1 Simulările sistemului PV cu baterie (SSE-B)

4.2 Simulările sistemului PV cu supercondensator (SSE-SC)

4.3 Simulările sistemului PV cu baterie și supercondensator (SSE-H).

4.4 Simulările comparative între modelul de micro-rețea simplu și complex

Capitolul 4 al prezentei teze își propune testarea principiilor de control prezentate in capitolul 3 prin realizarea de simulări și rezultate experimentale in care sunt testate soluțiile de control propuse.

Sistemul PV prezentat în capitolul 2, Fig. 2.1 a fost modelat în MATLAB / Simulink și principalele rezultate ale simulărilor de interes sunt prezentate în continuare.

Pentru a testa principiile de control pentru sistemul PV propus și răspunsul lui în diferite condiții dinamice, sunt luate în considerare in cadrul simulărilor și experimentelor, două tipuri de evenimente (perturbații): unul extern sistemului PV, creat de conectarea și deconectarea unor sarcini (o sarcina trifazată echilibrată de 5kW și ulterior o sarcină monofazată de 1 kW) și un eveniment intern generat de modificarea radiației solare.

În ceea ce privește evenimentul intern, generat de modificarea radiației solare, pentru a testa sistemul PV pentru scenariul cel mai defavorabil, s-a simulat o scădere brusca a radiației solare deoarece este un scenariul posibil într-o situație reală. In cazurile reale, principala sursă de fluctuații puternice a puterii generate de sistemele PV este produsă in timp real de trecerea unui nor, care poate rezulta in scăderea brusca a radiației solare, cu valori mai mari, având o rampa de scădere in jur de 50%/s, în anumite zone ale suprafeței panourilor fotovoltaice [13]. Depinzând de mărimea sistemului PV, rampa maximă de scădere a puterii de ieșire a sistemului PV este cuprinsă în intervalul (1-20% /s) pentru sisteme PV cu puteri instalate de ordinul megawatt-ilor [14]-[16] și la mai mult de 40%/s pentru sisteme PV cu puteri de ordinal kilowatt-ilor [13].

Pentru a reprezenta un nivel sever de perturbații dinamice pentru sistemul PV studiat, in teza se utilizează o schimbare a radiației solare de la 1000 la 500 W/m2, cu o rampă de scădere de 40% /s [3].

În ceea ce privește evenimentele externe, generate de conectarea și deconectarea unor sarcini, s-a ales acest mod de generare a evenimentelor externe deoarece reprezintă un mod comun cu aplicații in sistemele PV care operează in timp real.

Pentru a evidenția capabilitățile dinamice de sprijin pentru sistemul PV studiat, analiza prezentată include următoarele 4 cazuri principale, descrise conform poziției comutatoarelor din tabelului 3.1, Fig 3.8 a și b prezentat in capitolul 3. În toate cele patru cazuri, evenimentele tranzitorii folosite pentru testarea sistemului sunt declanșate după cum urmează:

la t=4 s, este conectata sarcina trifazată de 5 kW ;

la t=7 s, radiația solară scade de la 1000 la 500 W/m2, cu o rampă de scădere de 40% /s;

la t = 10 s, sarcina trifazata este deconectata;

la t = 14 s, sarcina trifazata este conectata din nou, de data aceasta insa la un nivel al radiației solare de 500 W/m2;

la t = 17 s, este conectata sarcina monofazată de 1 kW;

4.1 Cazul 1

În cazul 1, răspunsul la frecvența al sistemului PV este prezentat în Fig 4.1 Efectul termenului derivativ al controlerului de frecvență (este de asemenea investigat prin schimbarea valorii Kd pentru valorile următoare: 0, -0.025, -0.05; -0.1 și -0.2. Rezultatele din Fig. 4.2 arată răspunsul sistemului în ceea ce privește principalele puteri ale sistemului PV pentru diferite valorile lui Kd. Din rezultatele obținute se analizează performanța dinamică a sistemului prin calcularea următorilor parametri:

Deviația de frecvență maximă (Δf);

Derivata de frecvență (df/dt) – cunoscuta și sub denumirea de rate of change of frequency (RoCoF)

Timpul de restabilire a frecvenței (tr).

Integrala de eroare pătrată (ISE) de frecvență, exprimată ca în ecuația 4.1:

(4.1)

unde, t2- t1 reprezintă durata regimului tranzitoriu (în acest caz, t1= 4 s și t2 = 7 s).

Valorile calculate pentru acești parametrii sunt furnizate în Tabelul 4.1.

Tabelul 4.1, Principalii parametrii ai frecvenței pentru cazul 1 (SSE-B)

Figura 4.1 Frecventa micro-rețelei, pentru cazul 1, SSE-B cu baterii conectat și suportul dinamic activat

Figura 4.2 Puterile sistemului PV pentru cazul 1, SSE-B cu baterii conectat și suportul dinamic activat

După cum se arată, creșterea câștigului derivativ Kd are pentru o anumită valoare (Kd=-0.025), un efect pozitiv asupra celor trei parametri: deviația de frecvență maximă (Δf), derivata de frecvență (df/dt) și durata regimului tranzitoriu (tr) . Cu toate acestea, îmbunătățirile devin mai puțin semnificative cu creșterea ulterioară a valorii Kd, în timp ce răspunsul la frecvență tinde spre un mod mai oscilant pentru cea mai mică din valorile lui Kd, așa cum se arată în Fig. 4.1. In plus, valoarea indicelui ISE demonstrează același concluzii cu privire la răspunsul tranzitoriu de frecvență în funcție de valoarea factorului Kd. O îmbunătățire mai semnificativă cu creșterea valorii Kd poate fi observată în valoarea RoCoF, în special între cele trei valori ale lui Kd. Toți parametrii care demonstrează performanța frecvenței arata un efect similar al lui Kd – răspunsul la frecvență este îmbunătățit până la un anumit punct, după careefectul este inversat. Prin urmare, valoarea optimă a câștigului derivativ, Kd este stabilită la -0,025.

Când sarcina este conectată (la t = 4 s), sistemul PV reacționează într-un mod dinamic, în funcție de valorile controlerului de frecvență, prin creșterea puterii de ieșire la limita sa superioara, 5000 W. După ce frecvența este restabilită, în aproximativ 1 secundă, puterea de ieșire a invertorului PV (Piesire) revine la referința de 4000 W, care este stabilita la limita de 80% din puterea maximă a sistemului PV, disponibilă în funcție de caracteristica de funcționare prezentată în capitolul 3, Fig. 3.9.

Din cauza integrării în sistemul PV a sistemului de stocare a energiei cu baterii (SSE-B), conectat la intrarea convertorului c.c-c.c, frecvența micro-rețelei și puterea de ieșire a invertorului PV nu sunt influențate de evenimentul extern și rămân constante la valorile nominale [3].

Deși SSE-B oferă puterea suplimentară (Pbat) cerută de invertorul PV pentru a susține frecvența micro-rețelei, când radiația solară scade de la 1000 la 500 W /m2, puterea sursei PV este redusă la aproximativ 1800 W, insa SSE-B susține diferența de putere, puterea de ieșire constantă a invertorului PV rămânând constanta la valoarea de 4000 W. În consecință, balanța de putere la intrarea invertorului PV este modificată, iar modul de funcționare al SSE-B se schimbă trecând din regimul de încărcare la regimul de descărcare. În acest fel s-a obținut un înalt grad de controlabilitate și predictibilitate a puterii sistemului PV ce poate fi realizat similar cu controlul realizat in centralele electrice convenționale. Limitarea economică a dimensionării capacitații SSE-B rămâne o problemă importantă care trebuie studiată.

Pentru a evidenția și mai mult comportarea sistemului PV la controlul în frecventa, la t =10 s, sarcina trifazata se deconectează urmând ca la momentul t=14 s, sa se conecteze din nou, de data aceasta insa la o valoarea a radiației solare de 500 W/m2. La evenimentul generat de deconectarea sarcinii trifazate se poate observa răspunsul in frecventa al sistemului PV și reacția corespunzătoare a puterilor. In mod similar se comporta sistemul PV la următorul eveniment generat de conectarea sarcinii trifazate la o valoare mai mica a radiației solare (500 W/m2)

La t =17 s, sarcina monofazată este conectata, și se observa că sistemul PV răspunde similar cazului conectării unei sarcini trifazate, cu diferența principala constând in faptul ca regimul tranzitoriu este mai limitat, generat doar de puterea inferioară a sarcinii monofazate (1 kW).

Dezechilibrul creat de încărcarea asimetrică a cele trei faze creează un efect nesemnificativ asupra comportamentului sistemului PV și al micro-rețelei în ceea ce privește controlul frecvenței. O analiză a influenței acestor dezechilibre privind tensiunile de micro-rețea este prevăzută în secțiunea "Rezultatele experimentale".

Cazul 2

În cazul 2, suportul dinamic rămâne activat, dar SSE-B este deconectat, deci sistemul PV nu beneficia de sprijinul SSE-B in acest caz. Răspunsul la frecvență al sistemului PV se prezintă în Fig. 4.3, iar analiza puterilor sistemului PV este evidențiata in Fig. 4.4.

Valorile calculate pentru acești parametrii sunt furnizate în Tabelul 4.2.

Tabelul 4.2, Parametrii frecventei pentru cazul 2 (SSE-B)

In mod similar cu cazul precedent, s-au luat în considerare evenimentele următoare, la t= 4 s, sarcina trifazată este conectată; la t =7 s, radiația scade de la 1000 la 500 W /m2 cu panta de 40%/s; la t=10 s, sarcina trifazata se deconectează, la t= 14 s sarcina trifazata se conectează din nou iar la t =17 s sarcina monofazată este conectată.

Spre deosebire de cazul anterior, în care frecvența micro-rețelei nu a fost perturbată de evenimentul intern generat de modificarea radiației solare produsă la t = 7 s, în acest caz deconectarea SSE-B duce la înrăutățirea valorilor frecvenței prezentate în Fig 4.3. În cazul de față frecvența micro-rețelei înregistrează deviații, atât la momentul producerii unui eveniment extern (conectarea sarcinii trifazate t = 4 s și la t =10 s, conectarea sarcinii monofazate la t= 17 s) cât și la momentul producerii unui eveniment intern (scăderea radiației solare la t = 7 s).

După t = 7 s, când radiația scade de la 1000 la 500 W /m2, de asemenea puterea sursei PV se modifică corespunzător, în acest caz ajungând la valoarea de aproximativ 1800 W, Fig. 4.4. Cu toate acestea, în funcție de puterea disponibilă a sursei PV, sistemul PV păstrează încă o anumită capacitate de sprijin data de controlerul de frecvența care rămâne activat.

Figura 4.3 Frecventa micro-rețelei, pentru cazul 2: SSE-B deconectat, suportul dinamic activat

Figura 4.4 Puterile sistemului PV, pentru cazul 2: SSE-B deconectat, suportul dinamic activat

Cazul 3

Cel de-al treilea caz analizat corespunde scenariului ipotetic când SSE-B este conectat la sistemul PV, iar suportul dinamic este dezactivat.

Acest caz este investigat pentru comparație numai în scopuri de analiză, deoarece SSE-B este integrat în primul rând pentru a oferi suport dinamic.

Rezultatele sunt prezentate în Fig. 4.5 și 4.6. Așa cum se arată în Fig. 4.5 când sarcina trifazată este conectata la t =4 s, frecvența micro-rețelei scade până la aproximativ 48,7 Hz, în timp ce în cazul 1, cu suportul dinamic activat, frecvența a fost limitată la 48,9 Hz.

Efectul unui SSE-B integrat in sistemul PV, este vizibil în special atunci când scade radiația solară, la t =7 s, SSE-B compensând diferența între puterea de ieșire a invertorului PV și puterea sursei PV. Prin aceasta, micro-rețeaua nu mai este influențata de acest eveniment intern. Celelalte evenimente corespund unei funcționari in care se poate observa lipsa suportului dinamic.

Figura 4.5 Frecventa micro-rețelei, pentru cazul 3: SSE–B conectat, suportul dinamic deconectat

Figura 4.6 Puterile sistemului PV, pentru cazul 3: SSE–B conectat, suportul dinamic deconectat

Cazul 4

Cazul final corespunde celui mai utilizat mod de operare al sistemelor PV de puteri mici, adică fără SSE-B integrat și fara suport dinamic activat. Fig. 4.7 și 4,8 prezintă rezultatele principale pentru acest caz.

După cum se prezintă în figura 4.7 după ce sarcina trifazata este conectată, frecvența micro-rețelei scade la 48,68 Hz, iar schimbarea de radiație provoacă și ea o scădere a frecvenței de 0,3 Hz [3]. Prin urmare, acest mod de funcționare oferă performanțele cele mai scăzute în ceea ce privește comportamentul dinamic al sistemului. Acest răspuns fiind valabil pentru toate evenimentele interne și externe.

Figura 4.7 Frecventa micro-rețelei, pentru cazul 4: SSE–B deconectat, suportul dinamic deconectat

Figura 4.8 Puterile sistemului PV, pentru cazul 4: SSE–B deconectat, suportul dinamic deconectat

În cazurile prezentate mai sus se observa un aport semnificativ al SSE-B conectat iar controlul propus pentru sistemul PV înregistrează performante bune in timpul regimurilor tranzitorii. Suportul dinamic își dovedește astfel eficacitatea.

4.2 Simulările sistemului PV cu supercondensator (SSE-SC)

Pentru a evidenția îmbunătățirile aduse în comportamentul dinamic al sistemului PV in care este integrat un sistem de stocare a energiei care are la baza un supercondensator (SSE-SC), in diferite regimuri tranzitorii, asemănător cu sistemul PV conectat cu SSE-B, sunt analizate aceleași evenimente in 4 cazuri distincte, după cum urmează: cazul 1) cu suport dinamic activat și cu SC conectat; cazul 2) cu suportul dinamic activat, dar cu SC deconectat; cazul 3) fără suport dinamic cu SC conectat și cazul 4) fără suport dinamic, cu SC deconectat.

Pentru a acoperi principalele evenimente asociate cu funcționarea sistemului PV și pentru a evidenția răspunsul in frecventa al sistemului PV, toate cele 4 cazuri sunt realizate la momente de timp distincte.

Rezultatele prezentate mai jos, au un model de evenimente similar cu cele prezentate in subcapitolul 3.2. Astfel, la momentul t = 4 s se conectează o sarcină locală trifazata echilibrata având puterea de 5000 W, la t = 7 s radiația solară variază de la 1000 W/m2 la 500 W/m2, la t = 10 s sarcina trifazata este deconectată, la t = 14 s sarcina este conectata din nou (de această dată la un nivel de radiație mai scăzut, (500 W/m2) și la t=17 s, o sarcină monofazată de 1 kW este conectată pentru evidențierea eventualelor dezechilibre.

Cazul 1

Pentru primul caz, rezultatele sunt prezentate în Fig 4.9 și 4.10, evidențiind răspunsul sistemului PV în ceea ce privește frecvența micro-rețelei și principalele puteri ale sistemului PV (PPV, PSC, Piesire).

Pentru o analiza mai bună a influenței SSE-SC asupra sistemului PV studiat răspunsul dinamic, se studiază in mod similar, pentru diferitele valori ale câștigului derivativ, Kd prezentate în structura de control din capitolul 3, Fig. 3.8 b.

Din punctul de vedere al răspunsului in frecventa, sistemul PV este analizat prin calcularea următorilor parametrii, prezentați în tabelul 4.2:

Deviația de frecvență maximă (Δf);

Derivata de frecvență (df/dt) – cunoscuta și sub denumirea de rate of change of frequency (RoCoF);

Timpul de restabilire a frecvenței (tr).

În cazul 1, răspunsul la frecvență al sistemului PV este prezentat în Fig 4.9. Efectul termenului derivativ al controlerului de frecvență este analizat prin schimbarea valorii Kd pentru valori cuprinse in tabelul 4.3.

La momentul t=4 s, când se înregistrează primul eveniment extern, conectarea sarcinii trifazate se observa o fluctuație de frecvență. În momentul variatei radiației solare de la 1000 la 500 W /m2, frecvența înregistrează din nou o scădere ușoară, fiind însă susținută de suportul dinamic activat. Când timpul ajunge la t = 10 s, sarcina trifazată se deconectează, iar frecventa înregistrează o nouă variație, dar este susținută de SSE-SC și de suportul dinamic activat. La t=10 s, sarcina trifazată este deconectată, la t=14 s, fiind conectata din nou la o valoare a a radiației solare de 500 W/m2, la t=17 s, sarcina monofazată este conectata. Frecventa rețelei înregistrează la toate aceste evenimente mici fluctuații, fiind ajutată insă de SC și de suportul dinamic.

Figura 5410 prezintă puterile principale, adică puterea sursei PV (PPV) și puterea SC (PSC) și puterea activă de ieșire a invertorului PV (Piesire).

Când sarcina trifazata este conectata (t = 4 s), sistemul PV reacționează într-un anumit mod dinamic, în funcție de parametrii controlerului de frecvență, prin creșterea puterii de ieșire până la limita superioara (5000 W). După ce frecvența este restabilită, în aproximativ o secundă puterea de ieșire a invertorului revine la referința de 4000 W, Fig. 4.10, care reprezintă 80% din puterea fotovoltaică maximă disponibilă la caracteristica de funcționare prezentată în capitolul 3, Fig. 3. Datorită conectării SSE-SC care susține sistemul PV, în timpul regimurilor tranzitorii, puterea sursei PV este mai putin influențată de evenimentele externe, SC oferind putere in plus, necesară invertorului PV pentru a susține frecvența micro-rețelei.

După 7 secunde, când radiația scade la 500 W/m2, puterea sursei PV este redusă la aproximativ 1800 W, în timp ce SSE-SC susține diferența în timpul regimului tranzitoriu. În consecință, balanța de putere la alimentarea in c.c. a invertorului PV este modificata, modul de operare al SC se schimbându-se de la regimul de încărcare la un regim de descărcare.

Când timpul ajunge la t = 10 s, sarcina este deconectată iar puterea sursei PV are o mică variație. Fluctuația de putere este atenuată de SSE-SC conectat și de suportul dinamic activat. La t = 14 s, sarcina este conectată din nou iar la t=17 s este conectata și sarcina monofazată , puterea de ieșire a invertorului PV înregistrând o mica fluctuație, fiind insa susținută de SC.

Figura 4.9 Frecventa micro-rețelei, pentru cazul 1: SSE-SC conectat și suportul dinamic activat

Figura 4.10 Puterile sistemului PV, pentru cazul 1: SSE-SC conectat și suportul dinamic activat

Având in vedere evoluția răspunsului in frecventa al sistemului PV cu SSE-SC conectat și suportul dinamic activat, se poate realiza un grad ridicat de controlabilitate și predictibilitate a puterii sistemului PV, similar cu cel realizat in cazul unei centrale electrice convenționale. Cu toate acestea, la fel ca si in cazul SSE-B, limitarea tehnică a capacității de susținere a SC rămâne un aspect important care trebuie studiat.

Tabelul 4.3, Parametrii frecventei pentru cazul 1 (SSE-SC)

Conform analizei prezentate în tabelul 4.3, [4], se poate observa că în timp ce creșterea Kd îmbunătățește atât deviația la frecvența (Δf) și df/dt, regimul tranzitoriu (tr) necesită mai mult timp. Prin urmare, în acest caz, o valoare optima a câștigului derivativ ar fi în jur Kd = – 0,1.

Cazul 2:

În al doilea caz analizat, funcționarea sistemului PV cu suportul dinamic activat, dar fără conectarea SC. Rezultatele sunt prezentate în Fig 4.11 și 4.12, similar cu cazul precedent, pentru valori diferite ale parametrului Kd. În acest caz răspunsul sistemului PV, atât în frecvență cât și în ceea ce privește puterile, este similar cu răspunsul sistemului PV în cazul în care este conectat SSE-B.

Totuși, pentru că în acest caz SSE-SC nu mai sprijină sistemul PV, performanțele dinamice ale sistemului sunt mai mici. Fig. 4.12 prezintă puterile principale. Când sarcina este conectată, la t = 4 s, Sistemul PV acționează în funcție de parametrii controlerului de frecvență, prin creșterea puterii de ieșire până la limita superioara de 5000 W. După ce frecvența este restabilită, la fel ca în primul caz, în aproximativ o secundă, puterea revine la referința de 4000 W, (80% din puterea sursei PV maximă disponibilă) în funcție de funcționarea pe caracteristica f(P) prezentată în capitolul 2, Fig 2.10.

Pentru că, în acest al doilea caz, SC este deconectat, nu este furnizată puterea suplimentară necesara invertorului PV pentru a susține frecvența micro-rețelei, drept urmare deviațiile de frecvență sunt mai evidente.

După t=7 s, când radiația solară scade de la 1000 W/m2 la 500 W/m2, puterea sursei PV este redusă in jurul valorii de 1800 W, cu o trecere ușoara prin zero, deoarece SC nu susține diferența de putere în timpul regimului tranzitoriu, la ieșirea invertorului PV puterea rămâne constanta la valoarea de 1800 W, producția de energie a sursei PV fiind mai mică [4].

Deconectarea sarcinii la t=10 s, duce la o creștere rapidă a frecvenței micro-rețelei și în consecință, sistemul PV își reduce puterea de ieșire pentru o perioadă scurtă de timp.

După cum se arată în Fig. 4.12, în funcție de valoarea factorului Kd, puterea de ieșire a invertorului PV poate ajunge la valori negative, atunci când se înregistrează o valoare mare a tensiunii in c.c. Desigur, limitând puterea sa devina negativă se limitează și tensiunea c.c. la un nivel sigur. Dimensionarea tranzistoarelor invertorului PV și a condensatoarelor de c.c. este o sarcină ce trebuie avuta in vedere pentru a evita ca puterea de ieșire a invertorului PV sa ajungă la valori negative, [4]. Cu toate acestea, prin aceasta îmbunătățire a sistemului PV se obține un plus de energie pe termen scurt (similar cu efectul inerției mecanice în instalațiile electrice convenționale).

Conform rezultatelor obținute mai sus, performanța dinamică a sistemului este analizată prin calcularea acelorași parametrii ca în cazul precedent. Rezultatele sunt sintetizate în tabelul 4.3, [4]. După cum se poate vedea, performanțele sunt mai mici decât cele prezentată în tabelul 4.4, în timp ce valoarea optima a factorului Kd este în jur de 0,05.

Figura 4.11 Frecvența micro-rețelei, pentru cazul 1: SSE-SC deconectat și suportul dinamic activat

Figura 4.12 Puterile sistemului PV, pentru cazul 1: SSE-SC deconectat și suportul dinamic activat

Conform datelor sintetizate în tabelul 4.4, [4], se observă cum în timp ce creșterea Kd îmbunătățește deviația la frecvența (Δf) și df/dt, regimul tranzitoriu (tr) necesită mai mult timp. Deci și în acest caz, o valoare optimă a câștigului derivativ este în jur Kd = – 0,1.

Tabelul 4.4, Parametrii frecventei pentru cazul 2 (SSE-SC)

Cazul 3

Cel de-al treilea caz analizat corespunde unui scenariu teoretic,in care SSE-SC este conectat la sistemul PV, iar suportul dinamic este dezactivat.

Acest caz este analizat pentru comparație, numai în scopuri de analiză teoretica, deoarece SSE-SC este conectat la sistemul PV pentru a oferi suport dinamic în primul rând.

Rezultatele simulărilor sunt prezentate în Fig. 4.13 și 4.14. Astfel în Fig. 4.13 când sarcina trifazată este conectată la t =4 s, frecvența micro-rețelei scade până la aproximativ 48,7 Hz, în timp ce în cazul 1, cu suportul dinamic activat, frecvența a fost limitată la 48,9 Hz [3].

Efectul unui SSE-SC conectat in sistemul PV, este vizibil în special atunci când radiația solară scade la t =7 s. SSE-SC compensează diferența dintre puterea de ieșire a invertorului PV și puterea sursei PV. Astfel micro-rețeaua nu mai este influențată de acest eveniment intern. Celelalte evenimente corespund unei funcționări în care se poate observa din nou lipsa suportului dinamic.

Figura 4.13 Frecvența micro-rețelei, pentru cazul 2: SSE-SC conectat, suportul dinamic dezactivat

Figura 4.14 Puterile sistemului PV, pentru cazul 2: SSE-SC deconectat, suportul dinamic dezactivat

Cazul 4

În acest ultim caz studiat, suportul dinamic este dezactivat și SC deconectat, in acest fel funcționarea sistemului PV fiind independenta de acești doi factori.

Acest caz corespunde unul dintre cele mai obișnuite moduri de funcționare a sistemelor PV de putere mica. Fig. 4.15 și 4.16 prezintă rezultatele principale pentru acest caz. Așa cum se arată în Fig. 4.15, după conectarea sarcinii, frecvența micro-rețelei scade la valoarea de 48,69 Hz [4]. Scăderea radiației solare provoacă de asemenea scăderea frecvenței cu o valoare de 0,6 Hz.

Prin urmare, acest mod de funcționare oferă performanțele cele mai scăzute în ceea ce privește comportamentul dinamic al sistemului de control.

Figura 4.15 Frecvența micro-rețelei, pentru cazul 4: SSE-SC deconectat, suportul dinamic dezactivat

Figura 4.16 Puterile sistemului PV, pentru cazul 4: SSE-SC deconectat, suportul dinamic dezactivat

Ca și concluzie a funcționării sistemului PV, in cele doua situații: cu SSE-B și cu SSE-SC conectat, se observă un comportament asemănător pentru ambele sisteme atunci când suportul dinamic este activat. Însă spre deosebire de situația in care SSE-B este conectat la sistemul PV, in situația in care SSE-SC este conectat, controlul propus pentru sistemul PV înregistrează performante mai bune in timpul regimurilor tranzitorii, dar sistemul este mai putin performant in regim de funcționare stabil. suportul dinamic, atunci când este activat își dovedește astfel eficacitatea și îmbunătățește funcționarea ambelor sisteme: SSE-B și SSE-SC.

4.3 Simulările sistemului PV cu SSE-B și SSE-SC conectate in paralel.

Având in vedere performantele sistemului PV în cele două cazuri de mai sus, autorul a ales studierea funcționării sistemului PV cu două sisteme de stocare a energiei conectate simultan in paralel (SSE-B și SSE-SC), adică implementarea unui sistem de stocare a energiei hibrid (SSE-H), pe baza de supercondensator și baterii. Această analiza este motivata de încercarea de a reduce nivelul de stres al bateriei și, prin urmare, creșterea duratei de viață a acesteia, oferind in aceleași timp și un SSE hibrid (SSE-H) care să vină in sprijinul sistemului PV care debitează energie in micro-rețea [18]. Schema propusă este detaliata in simulările următoare, prezentate in Fig. 4.17, 4.18 și 4.19.

Pentru o evidențiere cat mai clara a unei astfel de funcționări, autorul a ales ca termen de comparație: funcționarea sistemului PV atunci când este conectat sistemul de stocare a energiei bazat pe baterie (SSE-B) și aceleași evenimentele tranzitorii folosite pentru testarea sistemului PV in situațiile de mai sus.

Comportamentul la răspunsul in frecventa al sistemului PV se poate observa in Fig. 4.17, unde se observa o ușoară reducere a variației maxime de frecvență în cazul celor două SSE conectate in paralel pe parcursul fiecărui regim tranzitoriu, durata regimurilor tranzitorii rămânând aproximativ constantă.

Figura 4.17 Frecventa micro-rețelei sistemului PV, conectat numai cu SSE-B / cu SSE-B și SSE-SC conectate simultan

Puterile sistemului PV sunt prezentate in Fig. 4.18 și 4.19, unde se observă o îmbunătățire pe durata regimurilor tranzitorii, deoarece energia stocată in supercondensator (SSE-SC) ajuta parțial puterea sistemului PV și economisește din energia stocată în baterie (SSE-B).

Într-adevăr, conform simulărilor prezentate in Fig 4.18, nivelul de stres al SSE-B poate fi redus atunci când in paralel este conectat un SSE care are la baza un supercondensator.

Figura 4.18 Puterile sistemului PV, conectat numai cu SSE-B / cu SSE-B și SSE-SC conectate simultan

Puterea de ieșire a sistemului PV, Fig. 4.19, rămâne aproximativ constantă la aproximativ 80 % din capacitate in ambele situații, in cazul SSE-H, o parte din puterea SSE-B fiind preluat de SSE-SC, reducând astfel stresul in funcționarea SSE-B.

Principalul beneficiu al SSE-H propus este controlabilitatea sistemului PV studiat. În plus, o parte din puterea SSE-B este redirecționată către SSE-SC, astfel se poate reduce semnificativ regimul de încărcare/descărcare al SSE-SC, ceea ce duce la o durată mai lungă de viață și permite chiar reducerea puterii SSE-B [18].

Figura 4.19 Puterea de ieșire a sistemului PV conectat numai cu SSE-B / cu SSE-B și SSE-SC conectate simultan

Combinația dintre cele doua sisteme de stocare a energiei bazate baterie și supercondensator formează un sistem de stocare a energiei de tip hibrid (SSE-H) care reduce solicitarea SSE-B generată de curenții mari de încărcare/descărcare, ceea ce duce la creșterea duratei de viață a bateriilor.

Astfel, printr-o dimensionare optima a unui SSE-H se poate îmbunătăți funcționarea sistemului PV studiat.

4.4 Simulările comparative între modelul simplu și complex de micro-rețea

Pentru a compara cele două modele de micro-rețea (MR1 și MR2), prezentate in capitolul 2, Fig. 2.10 a și b, s-a ales sistemul PV la care este conectat SSE-B și s-au ales 3 evenimente reprezentative. Cele 3 evenimente sunt asociate: conectării sarcinii trifazate (evenimentul 1), scăderii radiației solare (evenimentul 2) și conectarea sarcinii monofazate (evenimentul 3).

Ținând cont de simulările efectuate mai sus, s-a constatat se poate obține o performanță optima a sistemului PV pentru Kd =-0.025. Drept urmare pentru aceasta valoare a suportului dinamic s-au efectuat simulările pentru comparația comportamentului sistemului PV utilizând cele două tipuri de modele de micro-rețele prezentate în capitolul 2, Fig. 2.10, a și b. De asemenea, pentru o analiza cat mai complexa s-a ales cazul cel mai reprezentativ: când sistemul PV funcționează cu SSE-B conectat și suportul dinamic activat.

Pentru realizarea unor simulări cu un corespondent cat mai aproape de situațiile reale, fiecare invertor din capitolul 2, Fig 2.10 (b) este evaluat la 5 kW. În timp ce modelul echivalent de micro-rețea simplificat, prezentat in capitolul 2, Fig. 2.10 (a), este parametrizat pentru a păstra același nivel de putere ca și o parte a micro rețelei complexe echivalente (adică 10 kW) [3].

Analiza comparativă a celor două modele de micro-rețea este prezentată în Fig. 4.20, 4.21 și 4.22 unde se analizează, in mod asemănător cazurilor prezentate mai sus, frecventa celor 2 micro-rețele și puterile respective ale sistemului PV pentru cele două micro-rețele.

a)

b)

Figura 4.20, a și b. Frecventa pentru cele două cazuri de micro-rețea: a) MR 1 și b) MR2.

Astfel, in Fig. 4.22 când sarcina este conectată, la t=4 s, sistemul PV reacționează in mod comparabil pentru ambele micro-rețele, puterea de ieșire a invertorului PV ajungând pana la limita sa superioara de 5000 W), in funcție de parametrii controlerului de frecvență.

După ce frecvența este restabilită, în aproximativ 1 secundă, atât pentru MR1 cat și pentru MR2, puterea de ieșire a invertorului revine la referința de 4000 W.

Cu ajutorul SSE-B conectat la sistemul PV, care în acest caz reglează invertorul c.c-c.c, puterea de ieșire a invertorului PV nu este influențată de evenimentul extern generat de modificarea radiației solare și rămâne constant la 5000 W, SSE-B oferind puterea suplimentară necesara invertorului PV pentru a menține frecvența micro-rețelei in ambele cazuri. Acest fenomen se întâmpla deoarece atunci când radiația solară scade de la 1000 la 500 W/m2, puterea sistemului PV este redusă la aproximativ 1800 W, și SSE-B oferă diferența menținând puterea de ieșire a invertorului PV constantă la valoarea de 4000 W. În consecință, balanța de putere la intrarea c.c. a invertorului PV este modificată, iar modul de funcționare al SSE-B trece din regimul de încărcare la regimul de descărcare, acest fenomen fiind similar pentru ambele modele de micro-rețea [3].

La t=17 s, este conectată sarcina monofazată, și conform Fig. 4.21 se arată că sistemul răspunde similar cazului conectării unei sarcini trifazate, cu diferența constând într-un efect mai puțin pronunțat al regimului. Dezechilibrele create de încărcarea asimetrică a celor trei faze creează un efect nesemnificativ asupra comportamentului sistemului în ceea ce privește controlul frecvenței, fenomen valabil pentru ambele micro-rețele MR1 și MR 2.

Figura 4.21 Frecvența pentru cele două modele de micro-rețea: simplu și complex

Comparația rezultatelor obținute in cazul funcționării sistemului PV cu cele doua modele de micro-rețea evidențiază un comportament asemănător. Rezultatele obținute cu cele două modele de micro-rețea sunt corelate, cu o mici diferențe observate pe curba de frecvență. Variațiile de frecventa, care apar atunci când radiația solară scade la t=7 s, sunt putin mai pronunțate in cazul modelului simplificat de micro-rețea.

În cazul studiului puterilor sistemului PV pentru cel două modele de micro-rețea, Fig.4.22, puterile sursei PV se potrivesc foarte bine in ambele cazuri. Pentru puterile bateriei (Pbat) și puterile de ieșire a invertorului PV (Piesire) se înregistrează mici diferențe vizibile in Fig. 4.22.

Diferența în cazul variației de frecvență este generată în principal de un proces de control al frecvenței mai complex în cazul MR 2, ducând la un răspuns mai lent al frecvenței micro-rețelei în acest caz, așa cum se explică în [17]

Figura 4.22 Puterile sistemului PV, pentru cele două modele de micro-rețea: simplu și complex

Pentru o evidențiere și mai bună a rezultatelor obținute cu cele două modele de micro-rețea (MR 1 și MR2) s-au sintetizat in tabelul 4.5, parametrii frecvenței, pentru toată gama de valori a câștigului derivativ reprezentat de factorul Kd, aceste valori obținându-se pe baza rezultatelor din simulărilor prezentate in Fig. 4.20 a și b.

Tabelul 4.5 Parametrii pentru pentru performanta frecvenței

Conform datelor prezentate in tabelul 4.5, sistemul PV studiat prezintă un comportament similar pentru ambele modele de micro-rețea analizate (MR 1 și MR 2). Acest fapt demonstrează controlabilitatea și adaptabilitatea sistemului pentru diferite tipuri de micro-rețea. Sistemul și principiile de control și-au dovedit eficacitatea in ambele situații studiate (MR1 și MR 2).

Având in vedere rezultatele simulărilor în cele 3 cazuri (SSE-B, SS-SC și SSE-H) soluția de control propusă pentru îmbunătățirea comportamentului dinamic al frecvenței micro-rețelei și-a dovedit eficacitatea pentru ambele tipuri de micro-rețea studiate. Conform rezultatelor obținute în urma simulărilor, sistemele de stocare a energiei propuse susțin in mod clar sistemul PV la care sunt conectate.

CAPITOLUL 5

REZULTATELE EXPERIMENTALE ALE FUNCȚIONĂRII SISTEMULUI PV

5.1 Rezultate experimentale

5.2 Analiza comparativă între simulări și rezultate experimentale

5.5 Rezultate experimentale

Soluțiile de control propuse de autor pentru sistemul PV cu SSE-B [1]-[3] și [5]-[6], au fost realizate experimental cu ajutorul unor echipamente de laborator, elaborate conform Fig. 5.1 (a) care evidențiază implementarea subsistemelor principale ale sistemului PV studiat în capitolul 2, Fig 2.1, după cum se detaliază în cele ce urmează. Experimentele s-au realizat in scopul confirmării rezultatelor obținute in cazul simulărilor. Principalii parametrii ai configurației experimentale sunt detaliați în Tabelul 5.1:

Tabelul 5.1. Parametrii standului experimental

În standul experimental utilizat, Fig. 5.1 a, invertorul PV este alimentat de o sursă de alimentare de 650 V c.c., în timp ce controlul invertorului este implementat într-un sistem care operează in timp real: sistemul dSPACE DS1103. La ieșire, invertorul PV este prevăzut cu un filtru LC și cu un transformator de izolare galvanică. În sistem este inclusă o sarcină programabilă pentru a crea regimurile tranzitorii de sarcină asociate cu conectarea unei unei sarcini trifazate echilibrate de 5 kW și a unei sarcini monofazate de 1 kW pe prima fază (A).

Datorită limitărilor hardware de laborator, invertorul PV este alimentat de către o sursă de c.c. fără a include și sursa PV și sistemul de stocare cu baterii (SSE-B), așa cum s-a utilizat in cardul simulărilor. Cu toate acestea, pentru că în teorie, sistemul de stocare a energiei baterie (SSE-B) este controlat pentru a menține o tensiune constantă a conexiunii c.c. indiferent de producția de energie fotovoltaică, putem considera că sursa de alimentare in c.c. redă efectul global al sursei PV și al SSE-B. Astfel, sistemul de control propus pentru suportul dinamic al micro-rețelei poate fi validat experimental. Pentru a oferi o validare globală, sursa PV și SSE-B sunt simulate în timp real în placa sistemului dSPACE DS1103, așa cum este evidențiat în Fig. 5.1 (a și b), simularea funcționând sincron cu controlul invertorului PV [3].

Sursa PV și SSE-B sunt emulate experimental și implementate în timp real. Comportarea sistemului PV și al SSE-B este similară cu cea a sistemului PV și a SSE-B utilizate pentru simulări în capitolul anterior.

Rezultatele experimentale care vor fi prezentate au fost obținute prin intermediul interfeței grafice implementate în platforma dSPACE. S-a utilizat platforma dedicată și software-ul ControlDesk. În cadrul acestor determinări experimentale, semnalele măsurate de platforma hardware sunt prezentate diferențiat față de cele simulate în timp real.

Pentru a testa sistemul studiat în timpul evenimentelor dinamice care apar în micro-rețele, ca și în simulări sistemul PV este conectat la o micro-rețea, emulată, bazată pe un convertor de putere care funcționează in 4 cadrane. Astfel este creată o configurație tip “power-hardware-in-the-loop” (PHIL) cu caracteristicile prezentate în detaliu în Anexa 3, [7].

Funcționarea micro-rețelei este controlată pentru a reda cât mai fidel, comportamentul dinamic al unui sistem de putere de dimensiuni mici, utilizând ca și control, comanda modelului simplificat de micro-rețea descris în această teză în capitolul 2, Fig 2.10 a.

Analiza rezultatelor experimentale este împărțită în două: analiza in regim staționar și analiza suportului dinamic, cea de a doua parte incluzând cele patru cazuri de interes discutate și în cadrul simulărilor. Aceste 4 cazuri prezentate in secțiunea simulărilor se regăsesc în principalele rezultate experimentale. În cazul testelor experimentale au fost utilizate in mod simplificat trei evenimente principale: 2 evenimente externe (conectarea sarcinii trifazate și conectarea sarcinii monofazate) și un eveniment intern (scăderea radiației solare) [3].

Fig 5.1. Standul experimental de testare: (a) imaginea standului cu echipamente ,

(b) schema bloc a standului

5.5.1 Analiza in regim staționar

Analiza in regim staționar a fost efectuată pentru a evidenția reducerea distorsiunilor armonice și reducerea dezechilibrului tensiunilor pe cele 3 faze la ieșirea invertorului PV.

Pentru a analiza distorsiunile armonice, s-a efectuat un set de experimente pentru evaluarea rezultatelor invertorului PV și calitatea surselor în ceea ce privește distorsiunile actuale. În conformitate cu standardele existente prezentate în [8], distorsiunea armonică totală (THD) pentru THDI trebuie să fie mai mică de 5% la puterea nominala.

Cazurile studiate au inclus măsurători ale THDi cu și fără compensare armonică (CA) și pentru două valori ale factorului de putere (FP), adică pentru FP = 1 și pentru FP=0.8 inductiv. Rezultatele pentru puterea de ieșire variabilă a invertorului PV sunt sintetizate în Fig. 5.2. Așa cum s-a arătat in figura menționată, deși funcționarea fără CA conduce la o valoare mai mare a THDi, utilizând bucla CA se asigură un THDi care este în limita chiar și la puteri mai mici de ieșire a invertorului PV. Mai mult decât atât, operarea la FP = 0.8 inductiv conduce la o valoare a THDi mai mică în cazul cu FP = 1. Motivul principal este date de faptul că valoarea fundamentală a curentului este mai mare la aceeași putere activă de ieșire. Astfel, raportul care definește THDi (adică conținutul armonic împărțit la valoarea fundamentală) este mai mic.

a)

b)

Figura 5.2, Analiza THDI : (a) Distorsiunile armonice cu/fara CA, pentru FP=1, (b) Distorsiunile armonice pentru FP=0.8

Analiza dezechilibrului de tensiune s-a realizat pentru a evidenția impactul lui asupra tensiunilor din micro-rețea. Deoarece micro-rețelele sunt destinate în principal consumatorilor rezidențiali este posibil ca sarcina totală să fie dezechilibrată. Din cauza asimetriei curenților de sarcină, tensiunile din micro-rețea devin dezechilibrate. Prin urmare, o analiză a dezechilibrelor este necesară pentru a arăta modul în care sistemul PV este influențat de dezechilibrele din tensiunile micro-rețelei. Analiza dezechilibrului de rețea se realizează utilizând factorul de dezechilibru de tensiune (VUF), care este definit după cum urmează, cu relația 5.1 conform [9]:

(5.1)

unde:

V+ și V- , reprezintă fazorii de tensiune de secvență directă și inversă;

VA,B,C, reprezintă fazorii de tensiune pe cele trei faze;

a=ej2π/3, reprezintă operatorul rotativ.

Conform standardelor internaționale [10] – [11] și normativului românesc [9], VUF în rețelele de distribuție de joasă tensiune trebuie să fie în mod normal menținut sub 3% pentru instalațiile cu putere redusă, sarcini monofazate.

Analiza dezechilibrului pentru sistemul micro-rețelei luat în considerare a fost realizat pentru o putere de ieșire variabilă a invertorului PV, atunci când sarcina este asimetrică așa cum s-a descris mai înainte (adică o sarcină trifazată de 5 kW și o sarcină monofazată de 1 kW în prima fază, A.

Rezultatele obținute sunt sintetizate în Fig 5.3 a și b, care arată valoarea VUF calculată cu ecuația (5.1) în Fig 5.3 a și valorile RMS ale tensiunii de ieșire pe cele trei faze în Fig. 5.3 b. Așa cum este evidențiat, funcționarea invertorului PV are un efect nesemnificativ asupra valorii VUF, care este menținut în conformitate cu standardele menționate, sub limita de 3%.

Fig. 5.3 b, arată că valorile RMS ale tensiunilor de faza au o ușoară creștere cu încărcarea invertorului PV, deoarece, așa cum era de așteptat, creșterea producției de energie în apropierea consumatorilor va reduce transferul de putere de la micro-rețea, prin urmare, căderea de tensiune pe impedanța liniei (în acest caz pe transformatorul de izolație) va devine mai mică. Cu toate acestea, valorile RMS ale tensiunilor monofazate sunt bine menținute in limitele variației standard de 230 V±10% [12].

a)

5.5.2 Analiza in regim dinamic

Cele 4 cazuri prezentate in secțiunea simulărilor se regăsesc și in principalele rezultate experimentale prezentate in acest subcapitol. Pentru a evidenția cele 4 cazuri, au fost utilizate in mod simplificat, trei evenimente principale, ele fiind asociate conectării sarcinii trifazate (evenimentul 1), scăderea radiației solare (evenimentul 2) și conectarea sarcinii monofazate (evenimentul 3). Astfel pentru a se testa răspunsul sistemului PV în cadrul experimental, cele trei evenimente sunt implementate in modul următor: la t = 0 s, sarcina este setată la 5000 W (echilibrată, trifazată); la t = 4 s, radiația solară începe să scadă de la 1000 la 500 W/ m2, cu panta de 40%/s; și la t = 7 s, sarcina monofazată de 1 kW este adăugată pe faza A [3].

Cazul 1

În acest caz, în conformitate cu Fig. 5.4 a, puterea de ieșire a invertorului PV ajunge la limita de 5000 W imediat după conectarea sarcinii trifazate la t = 0 s. După ce frecvența este ajustată la valoarea nominală, puterea de ieșire a invertorului PV revine la valoarea de 4000 W. Frecvența micro-rețelei scade la valoarea minimă de 48,9 Hz după ce sarcina este conectată, în timp regimul tranzitoriu durează aproximativ 1,5 s. Comportamentul sistemului PV este similar cu acela din cazul simulărilor. În Fig. 5.4 b este prezentată puterea sursei PV, a cărei valoare scade proporțional cu scăderea radiației solare și puterea SSE-B, a cărei valoare crește pentru a ajuta invertorul PV să susțină sarcina atunci când puterea sursei PV nu mai este suficientă [3].

Cazul 4

În acest scenariu se prezintă cazul cel mai defavorabil, SSE-B este deconectat și suportul dinamic este dezactivat. Figura 5.7 arată că puterea de ieșire este influențată de primul eveniment luat în considerare. În contrast cu cazurile precedente, in acest caz puterea de ieșire a invertorului PV a fost redusă la 80% din valoarea disponibilă de putere. Puterea de ieșire a invertorului PV scade proporțional cu scăderea radiației solare, deoarece nu mai este susținută de puterea SSE-B, acesta fiind deconectat, [3].

5.6 Analiza comparativă între simulări și rezultate experimentale

In urma realizării simulărilor și a experimentelor se observă un comportament asemănător, care poate fi apreciat ca fiind același cu al răspunsului sistemului PV la acțiunile metodelor de control propuse de autor, evidențiindu-se în ambele situații o îmbunătățire evidentă atunci când SSE-B este conectat și suportul dinamic este activat.

Pentru o analiză mai cuprinzătoare a rezultatelor prezentate in cadrul simulărilor și al experimentelor, se prezintă o metodă sintetică de comparare a deviației maxime de frecvență în toate cele patru cazuri, în tabelul 5.2, având la bază analiza a 3 evenimente principale. Cele 3 evenimente au fost asociate conectării sarcinii trifazate (evenimentul 1), scăderea radiației solare (evenimentul 2) și conectarea sarcinii monofazate (evenimentul 3).

Rezultatele comparative arată o corelație consistentă între simulări și rezultatele experimentale, evidențiind:

suportul sistemului SSE-B atunci când acesta este conectat (Cazurile 1 și 3 în comparație cu cazurile 2 și 4).

suportul dinamic (Cazurile 1 și 2 în comparație cu cazurile 3 și 4).

Tabelul 5.2 Deviația maximă de frecvență (Δf) pentru simulări și rezultate experimentale

În concluzie eficacitatea metodelor de control implementate este demonstrată atât în cazul simulărilor cât și in cazul rezultatelor experimentale, răspunsul sistemului PV fiind asemănător in ambele situații analizate mai sus.

Rezultatele obținute au arată clar că atât timp cat SSE-B este conectat și sistemul PV operează in condiții normale, soluțiile de control propuse sunt capabile sa îmbunătățească răspunsul in frecvență al micro-rețelei și să asigure suportul dinamic in frecvență, ținând cont de rezerva de putere existentă.

CAPITOLUL 6

6.1. Concluzii finale

6.2 Aportul propriu și contribuții originale

6.3 Diseminarea rezultatelor

6.4 Contextul actual și direcții viitoare de cercetare

6.1. Concluzii finale

În prezent sursele de energie regenerabilă (SER) pe bază de sisteme fotovoltaice (PV) având integrate sisteme de stocare a energiei (SSE), au potențialul de a îmbunătăți parametrii sistemelor de distribuție sau a micro-rețelelor din care fac parte.

Scopul acestei teze a fost analiza și studiul unei soluții pentru controlul unui sistem PV cu SSE integrat, pentru îmbunătățirea stabilității dinamice a unei micro-rețelele.

Obiectivul general al prezentei teze a constat în dezvoltarea unor soluții și principii de control pentru îmbunătățirea stabilității dinamice și calității energiei în micro-rețele (MR) electrice având energia produsă din surse de energie regenerabilă (SER), integrate cu SSE. Obiectivele secundare au fost următoarele:

– Identificarea soluțiilor existente pentru asigurarea stabilității și calității energiei în

micro-rețele cu SER.

Identificarea și dezvoltarea de soluții optimizate pentru îmbunătățirea comportamentului dinamic și calității energiei în regim tranzitoriu a micro-rețelelor cu SER și SSE.

Simulări și validări experimentale în condiții de laborator a soluțiilor de control propuse.

Stabilirea soluției optime de funcționare.

Soluția prezentată pentru îmbunătățirea comportamentului dinamic in frecvență în micro-rețelele autonome, utilizează ca sursă de energie un sistem PV. Pentru a îmbunătăți controlul sistemului PV și rezerva de putere, în structura centralei PV a fost integrat un sistem de stocare a energiei și a fost implementat un controler de frecvență în schema de control a invertorului PV, acesta realizând interfațata centralei PV cu micro-rețeaua.

Caracteristica f(P), a fost definită o curbă nouă a frecvenței in funcție de putere f(P), aceasta funcție fiind dezvoltată în funcție de caracteristicile sistemului energetic național românesc. Aceasta caracteristica f(P) a fost asociată cu puterea sistemului PV și răspunsul sistemului la deviațiile de frecvență, adaptate codului de rețea actual al sistemului energetic național existent in România.

Sistemul studiat a fost cercetat in cadrul simulărilor și confirmat de rezultatele experimentale in cadrul testelor de laborator.

Pentru realizarea experimentelor, a fost realizată infrastructura sistemului PV studiat și a micro-rețelei in laboratorul de Inginerie Electrică din cadrul Institutului de Cercetare aparținând Universității Transilvania Brașov. In cadrul simulărilor și verificărilor experimentale au fost investigate patru cazuri, și anume cu/fară SSE activat și cu/fară suportul de frecvență activat. Cazurile studiate s-au aplicat pentru ambele configurații ale micro-rețelei așa cu au fost studiate in capitolele 4 și 5.

În urma rezultatelor obținute s-au demonstrat următoarele:

1. Cazul sistemului PV cu SSE-B

Pentru intervalul de timp în care sistemul de stocare a energiei funcționează în condiții normale, controlul sistemului PV propus este capabil să îmbunătățească răspunsul in frecvență al micro-rețelei și să se asigure suportul dinamic în funcție de rezervele de putere existente.

În ceea ce privește puterea sursei PV s-a demonstrat, ținând cont de nivelul radiației solare că sistemul de stocare a energiei compensează diferența dintre producția sursei PV și cea impusă pentru puterea de ieșire a invertorului PV prin caracteristica controlerului de frecvență. Cazurile care au fost analizate fără sistem integrat de stocare a energiei au arătat că sistemul PV poate oferi de la sine un anumit nivel de suport dinamic conform rezervei de putere, dar acest lucru depinde în mare măsură de nivelul radiației solare ,[1] și [2].

2. Cazul sistemului PV cu SSE-SC

Având SSE-SC conectat și funcțional în condiții normale, controlul sistemului PV propus este capabil să îmbunătățească răspunsul in frecvență al micro-rețelei și să se asigure suportul dinamic ținând cont de rezervele de putere existente in timpul regimurilor tranzitorii.

Puterea sursei PV este proporțională cu nivelului radiației solare, sistemul de stocare a energiei compensând diferența dintre producția sursei PV și cea impusă pentru puterea de ieșire a invertorului PV prin caracteristica controlerului de frecvență. Chiar și in cazurile in care SSE-SC nu este conectat, sistemul PV poate oferi de la sine un anumit nivel de suport dinamic, conform rezervei de putere, acest lucru depinzând însă, la fel ca și in cazul precedent, de nivelul radiației solare [3].

3. Cazul sistemului PV cu SSE-H

Atunci când cele două sisteme de stocare a energiei bazate pe baterie și supercondensator (SSE-B și SSE-SC) formează un sistem de stocare a energiei de tip hibrid (SSE-H) se îmbunătățesc performantele sistemului de control studiat prin reducerea solicitării SSE-B generată de curenții mari de încărcare/descărcare, ceea ce duce la creșterea duratei de viață a bateriilor.

Astfel, printr-o dimensionare optimă a unui SSE-H se poate îmbunătăți performanța controlului sistemului PV studiat.

4. Comparație între modelele de micro-rețea simplă și complexă

Conform rezultatelor prezentate in tabelul 4.4 din capitolul 4, sistemul PV studiat prezintă un comportament similar pentru ambele modele de micro-rețea analizate (MR 1 și MR 2). Acest fapt a demonstrat adaptabilitatea sistemului de control pentru diferite tipuri de micro-rețea. In situația studiată sistemul și principiile de control și-au dovedit eficacitatea pentru ambele modele de micro-rețea [2].

Având în vedere ideile de control propuse pe parcursul acestei teze, s-a demonstrat ca prin implementarea soluției de control propuse pentru sistemul PV cu SSE integrat s-a realizat un suport dinamic îmbunătățit pentru frecvența micro-rețelei. Astfel s-a îmbunătățit controlabilitatea sistemului PV și rezerva de putere prin integrarea sistemului de stocare a energiei în structura sistemului PV. Puterea de ieșire a invertorului PV a fost impusă în funcție de caracteristica regulatorului de frecvență, iar in ceea ce privește puterea sursei PV, sa demonstrat că, în funcție de valorile radiației solare SSE compensează diferența de putere necesară la ieșire pentru ambele modele de micro-rețea asigurând o variație a frecvenței ce se încadrează în limitele impuse de normele existente.

Pentru a valida rezultatele simulărilor de mai sus, s-a testat experimental cazul sistemului PV cu SSE-B, confirmându-se astfel rezultatele obținute in cadrul simulărilor in ceea ce privește eficacitatea sistemului de control propus.

Având in vedere rezultatele prezentate mai sus, un sistem optim de control are eficiența maximă atunci când în sistemul PV este integrat un sistem SSE-H. Acest sistem are următoarele avantaje:

În timpul regimurilor tranzitorii răspunsul sistemului este îmbunătățit.

SSE-B își mărește durata de viață.

În cazul in care unul din cele două sisteme SSE-B sau SSE-SC este nefuncțional celalalt îi poate prelua locul pentru intervale scurte de timp in cazul SC.

Deși avantajele tehnice sunt evidente, înainte de implementarea unui astfel de sistem trebuie realizate calcule detaliate tehnico-economice astfel încât să justifice implementarea valorilor optime ale bateriei și ale SC și bineînțeles funcționarea lui.

6.2 Aportul propriu / contribuții originale

Având in vedere importanța surselor de energie regenerabilă și interesul studierii sistemelor PV, acesta este un domeniu de importanță vitală și îndelung studiat la ora actuală în universitățile și institutele de cercetare din întreaga lume.

Considerăm ca și principale contribuții originale la prezenta teza următoarele idei:

Identificarea unei soluții pentru asigurarea stabilității și calității energiei în micro-rețele cu surse regenerabile și sisteme de stocare a energiei.

Identificarea și dezvoltarea de soluții pentru îmbunătățirea rigidității și calității energiei în regim tranzitoriu a micro-rețelelor cu SER.

Implementarea unei soluții de control pentru îmbunătățirea comportamentului dinamic al micro-rețelelor .

Simulări și validarea experimentală în condiții de laborator a soluțiilor de control propuse.

6.3 Diseminarea rezultatelor

Un mod important al diseminării pentru rezultatele cercetărilor este implementarea soluțiilor de control propuse in sisteme PV deja existente sau cele care se vor construi în viitor, astfel încât să adapteze și să îmbunătățească parametrii sistemului energetic din care fac parte.

Rezultatele au fost diseminate prin publicare prin două moduri, prezentarea la conferințe de specialitate și publicarea articolelor in publicații de specialitate.

Studiile de cercetare efectuate in perioada studiilor doctorale au fost concluzionate in elaborarea și publicarea, in calitate de prim autor, a unui număr de 3 articole științifice publicate in volumele unor conferințe de nivel internațional, a unui articol publicat într-un jurnal de nivel internațional, indexat ISI, unul în reviste de nivel B și în calitate de colaborator în alte 4 articole științifice dintre care unul în revsite de nivel B , astfel:

A. Articole prezentate la conferințe internaționale indexate ISI/IEEE:

Munteanu D., Marinescu C., Serban I., Barote L., “Control of PV Inverter with Energy Storage Capacity to Improve Microgrid Dynamic Response”, International Conference on Applied and Theoretical Electricity (ICATE), 6-8 Oct., 2016, Craiova, Romania. URL: http://dx.doi.org/10.1109/ICATE.2016.7754651

Munteanu D., Serban I., Marinescu C., “Improving the Dynamic Response of PV Systems in Microgrids by Using Supercapacitors”, Joint InternationalConference on Optimization of Electrical and Electronic Equipment and Intl Aegean Conference on Electrical Machines and Power Electronics (OPTIM-ACEMP), Brașov, Romania, 25-27 May 2017, pp.636-641. URL: https://doi.org/10.1109/OPTIM.2017.7975040

Publicații in reviste de nivel B:

Munteanu D., Serban I., Marinescu C., Barote L., "Enhancing the dynamic frequency of microgrids by means of PV power plants with integrated energy storage", Annals of the University of Craiova, Series : Electrical Engineering, no. 40, pp.129-134, 2016. URL: http://elth.ucv.ro/fisiere/anale/?p=876

B. Articole publicate in jurnale internaționale indexate ISI / IEEE:

Munteanu D., Serban I., Barote L., Marinescu C., "Dynamic performance analysis of a photovoltaic power plant with integrated storage for microgrids dynamic support", ASCE's Journal of Energy Engineering, vol. 144, no. 1, Feb. 2018.

URL: https://doi.org/10.1061/(ASCE)EY.1943-7897.0000514

C. Publicații in calitate de colaborator:

Serban I., Marinescu C., Munteanu D., “Performance analysis of a SiC-based single-phase H-bridge inverter with active power decoupling”, 18th IEEE European Conference on Power Electronics and Applications (EPE), 5-9 Sept. 2016, Karlsruhe/Germany, http://epe2016.com/.

URL: https://doi.org/10.1109/EPE.2016.7695639

Marinescu C., Barote L., Munteanu D., “PV-Battery System with Enhanced Control for Microgrid Integration”, International Conference on Applied and Theoretical Electricity (ICATE), 6-8 Oct., 2016, Craiova, Romania, http://elth.ucv.ro/icate/icate16/. URL: http://dx.doi.org/10.1109/ICATE.2016.7754652

Marinescu C., Barote L., Munteanu D., Komasilovs V., Zacepins A. and Kviesis A. (2018). Enhancing with EV Charging Station Functions a Residential RES based Network.In – RESIST, ISBN , DOI: 10.5220/0006812306100616 URL:http://old.unitbv.ro/micro-res/Results.aspx

Publicații in reviste de nivel B:

Barote L., Marinescu C., Serban I., Munteanu D., "Improving the power quality and controllability of PV power plants for microgrids integration", Annals of the University of Craiova, Series : Electrical Engineering, no. 40, pp. 80-85, 2016.URL: http://elth.ucv.ro/fisiere/anale/?p=862phi

6.4 Contextul actual și directii viitoare de cercetare

6.4.1 Contextul actual

Având in vedere împrejurările actuale în care alimentarea cu energie electrică din sistemele energetice naționale nu se face la un nivel calitativ corespunzător, nu reprezintă întotdeauna ce mai bună soluție și preturile energie electrice cresc in mod constant, numărul consumatorilor care își produc singuri energia electrică este în creștere continuă. Se estimează că in anul 2050 unul din doi europeni (264 milioane în total) își vor produce singuri energia electrică, vor fi prosumatori [6]. Pentru ca acest lucru să poată funcționa trebuie ca sistemele PV cu autoconsum să aibă integrate sisteme de stocare a energiei și sa fie capabile sa îmbunătățească parametrii rețelei sau micro-rețelei din care fac parte . Un sistem prosumator, pe lângă eficientizarea culegerii energiei solare și a utilizării ei pentru consum propriu, va deveni și sursă de energie pentru partenerii dintr-o micro-rețea sau rețea locală flexibilă.

Apariția și dezvoltarea din ce in ce mai evidenta a vehiculelor electrice creează o posibilă congestie a rețelei electrice. Schimbarea în transport, mai ales în orașe impune utilizarea surselor regenerabile de energie, SER, pentru a reduce poluarea. Pentru a răspunde acestor solicitări se pot realiza stației de încărcare rezidențiale pentru vehiculele electrice urbane [4].

6.4.2 Teme și directii de dezvoltare viitoare

Pe măsură ce preturile echipamentelor, care intră in componenta SER, scad și necesarul de energie creste, sistemele PV cu SSE integrate reprezintă o soluție importanta in dezvoltarea surselor de energie regenerabila ca răspuns la cerințele pieței de energie. Aceasta direcție de cercetare poate duce la găsirea unor soluții eficiente din punct de vedere tehnic și optime din punct de vedere economic pentru multi consumatori de energie.

Direcțiile de dezvoltare viitoare vor ține cont de două aspecte principale: dezvoltarea SER și dezvoltarea nevoilor consumatorilor de energie.

In ceea ce privește primul aspect, dezvoltarea SER, este de așteptat ca pe lângă dezvoltarea SSE-B și SSE-SC, dezvoltarea SSE-H, să progreseze în două direcții principale:

SSE-H fiabile, de putere mică, pentru micro-rețele de dimensiuni mici pentru consumatori izolați.

SSE-H autonome și inteligente, de puteri mari, conectate in micro-rețele care fac parte din arhitectura unor rețele inteligente.

În general, micro-rețele pentru electrificarea rurală pe distante mari, se vor concentra dezvoltând surse de alimentare cu energie pe baza de SSE-H simple, robuste și ușor de întreținut datorită dificultăților in alimentarea cu energie a locațiilor îndepărtate [6].

In ceea ce privește cel de al doilea aspect principal, dezvoltarea nevoilor consumatorilor de energie, aici apar pe lângă autovehicule electrice, idei sofisticate privind viitorul sistem de alimentare și distribuție a energiei, cum ar fi un concept nou "internetul energiei" care se bazează pe flexibilitate, performanța și fiabilitate întregului sistem energetic [7].

Internetul energiei este o nouă formă de dezvoltare a sistemului energetic, realizând integrarea unitara a fluxului de energie, a fluxului de informații și a fluxului de afaceri. Din ce în ce mai multe inovații ale modelelor de afaceri și ale modelelor de servicii sunt stimulate în internetul energiei. Internetul energiei reprezintă o imagine inovatoare a sistemelor energetice in curs de dezvoltare. Acest internet al energiei are la baza câteva concepte cheie: prosumator, micro-rețea, sisteme distribuite de putere, centrale virtuale de producere a energiei (Virtual Power Plant-VPP), rețele inteligente de energie (smartgrids). [7].

Avand in vedere fluxul de afaceri menționat mai sus, un nou consumator de energie și-a făcut apariția, fiind reprezentat de rețelele de calculatoare și servere de mare putere necesare pentru realizarea monedelor virtuale. Criptomonedele (monedele virtuale) sunt create printr-un proces denumit minerit (mining), care implică utilizarea procesoarelor puternice din mai multe dispozitive de calcul, pentru a rezolva probleme complicate de matematică, rezultatul acestora generând monedele virtuale. Pentru astfel de operații este nevoie de resurse energetice importante, intre care SER pot avea un impact semnificativ [8], [9].

Soluțiile studiate în această teză sunt de actualitate in domeniu și se pot constitui in oportunități de implementare în sisteme PV și micro-rețele și pot fi un răspuns la cerințele energetice menționate mai sus. Astfel se propun următoarele teme și direcții de cercetare:

Realizarea și adaptarea metodelor noi de control în scopul obținerii unor rezultate mai bune, atât la nivel de invertor, cât și la nivel de micro-rețea;

Crearea unui model experimental care să includă SSE-SC și SSE-H, precum ṣi funcționarea acestuia pentru a se menține stabilitatea dinamică a sistemului la care este conectat;

Adaptarea modelului experimental la un sistem PV real sau într-o micro-rețea, astfel încât sa se confirme rezultatele obținute experimental.

Interfețe inteligente pentru invertoare, sisteme de stocare și sistemele locale de management energetic, dedicate prosumatorilor.

Implementarea metodelor de control in micro-rețele care conțin sisteme PV și surse hibride de stocare a energiei (baterii și supercondensatoare).

Sisteme PV noi, mai eficiente.

Utilizarea și îmbunatățirea principiilor de control studiate astfel încât invertorul PV să răspundă unor defecte de rețea cum ar fi rezonanța sub-sincronă (subsynchronous resonance – SSR).