Turbine Eoliene Si Modalitati de Dispunere a Acestora

2

TURBINE EOLIENE ȘI MODALITĂȚI DE DISPUNERE A ACESTORA

Producerea energiei electrice din energia vântului este caracterizată de fluctuații semnificative, depinzând în totalitate de factorii meteorologici. Asigurarea acestei energii implică acoperirea unor suprafețe terestre mari cu generatore eoliene înalte de 80-100 de metri, care afectează prin efectul de umbrire o suprafață mult mai mare decât cea ocupată efectiv. Pentru fundația unui singur stâlp de susținere a generatorului eolian se consumă cca. 500 tone de ciment.

Figura 2.1 prezintă elementele componente principale ale unei turbine eoliene [14]. Procesul de conversie a energiei din turbina eoliană este următorul: atunci când masa de aer intră în palele turbinei (1), energia cinetică a vântului le face să se învârtă. Acestea sunt conectate pe axul cu pale (2) care la rândul său este cuplat la un arbore rotitor, care se învârte cu aceeași viteză ca și palele. Acest arbore este conectat la un angrenaj (3) prin care viteza de rotație a arborelui crește pentru a corespunde celei a generatorului (4), care funcționează cu o viteză de rotație mai mare decât axul. În generator energia cinetică de rotație a arborelui este transformată în energie electrică. Energia electrică este transferată către un transformator de înaltă tensiune (5) iar de acolo către stâlp (6) și în cele din urmă către rețea.

Fig. 2.1.: Componentele principale ale unei turbine eoliane [14]

Există mai multe metode de construcție a sistemelor de conversie a energiei eoliene în energie electrică. În acest capitol se prezintă o introducere a legilor fizice care descriu conversia din energie eoliană în energie electrică și, se prezintă de asemenea și diversele tipuri de turbine eoliene precum și conectarea lor în rețea în cadrul fermelor / platformelor eoliene.

2.1 Legea lui Betz

Puterea unei mase de aer cu densitatea [kg/m3] care se deplasează cu viteza vântului [m/s] printr-o zonă [m2] poate fi calculată [16] astfel:

(2.1)

Densitatea aerului este funcție de înălțimea față de nivelul mării, și poate fi exprimată după cum urmează:

(2.2)

unde, este densitatea aerului ca funcție de altitudine [], este constanta specifică a aerului = 287,05 [], este temperatura [], este accelerația gravitațională = 9,8 [], reprezintă densitatea atmosferică standard la nivelul mării [] și este altitudinea față de nivelul mării [].

Într-o turbină eoliană puterea vântului este convertită în energie în rotorul turbinei eoliene. Aceasta are ca rezultat o viteză redusă a vântului după ce masa de aer a trecut de turbina eoliană. Turbina eoliană nu poate utiliza toată energia conținută de masa de aer care trece prin zona rotorului, deoarece viteza acestei mase de aer va fi egală cu zero în partea de jos a rotorului, ceea ce duce la o acumulare de aer în această zonă. Valoarea teoretică optimă de utilizare a puterii vântului a fost dedusă de Albert Betz în anul 1919.

(2.3)

Din aceasta rezultă, că dacă ar fi posibil să se extragă energia fără nicio pierdere de putere, ar fi posibil să se utilizeze pana la cca. 59% din puterea disponibilă a vântului.

2.2 Factorul de eficiență a turbinei

În funcție de factorul de eficiență a turbinei eoliene, energia electrică extrasă din vânt se înscrie în intervalul 35-45%. Factorul de eficiență a turbinei depinde de câțiva factori cum ar fi profilul palelor, unghiul de înclinare a palelor, raportul vitezei vârfului și densitatea aerului. Având în vedere pierderile din sistemul de conversie, energia electrică extrasă din turbina eoliană este deseori exprimată astfel [17]:

(2.4)

unde Cp (β, λ) este factorul de eficiență a turbinei, iar β este unghiul de înclinare (unghiul palelor spre planul rotativ). Dacă unghiul de înclinare este mic, atunci palele sunt aproape perpendiculare pe direcția vântului, iar dacă aceasta este mare (aproximativ 90 de grade), atunci palele sunt aproape paralele cu direcția axului; λ este raportul vitezei vârfului – raportul dintre viteza vârfului palelor și viteza vântului care poate fi exprimat:

(2.5)

unde, este viteza rotorului turbinei [], este diametrul rotorului turbinei [], este viteza vântului [].

Figura 2.2 [17], [18] prezintă rezultatul mecanic ca funcție a vitezei vântului și a unghiului de înclinare a palelor β, iar factorul de eficiență a turbinei Cp ca funcție a raportului vitezei vârfului λ și a unghiului de înclinare a palelor β pentru un profil de pală definit. Energia electrică maximă extrasă din vânt se situează ușor sub 45%, cu valoarea de vârf la un raport al vitezei vârfului între opt și nouă pentru un unghi de înclinare 0º, așa cum se arată în diagrama din dreapta.

Fig. 2.2.: Puterea generată ca funcție de viteza vântului și unghiul de înclinare a palelor (stânga) și factorul de eficiență a turbinei ca funcție de viteză și unghiul de înclinare a palelor (dreapta) [17], [18]

2.3 Turbinele eoliene

Turbinele eoliene pot funcționa fie cu viteză fixă, fie cu viteză variabilă. Turbina eoliană va furniza în rețea puterea nominală, dacă viteza vântului va fi egală cu cea de calcul, de obicei 11-15 m/s. Pentru viteze ale vântului mai mari trebuie să limitată puterea mecanică, respectiv suprasolicitările asupra palelor rotorului, multiplicatorului, generatorului, turnului etc. Astfel, apare necesitatea controlului puterii turbinei. Cele mai răspândite sunt următoarele metode de control [16]:

frânarea aerodinamică pasivă (passive stall control);

reglarea unghiului de atac (activepitch contol);

frânarea aerodinamică activă (active stall control);

scoaterea rotorului turbinei din direcția acțiunii vântului (yaw control).

În acest capitol se prezintă o descriere a conceptelor folosite pentru controlul vitezei și cel al puterii. De asemenea, sunt prezentate tipurile de turbine eoliene în curent alternativ. Luând în considerare toate acestea, există patru tipuri principale de turbine eoliene. Turbinele eoliene pot fi clasificate functie de metoda folosită pentru controlul puterii produse de turbina eoliană. Având în vedere ambele criterii de clasificare, Tabelul 2.1 indică tipurile de configurații ale turbinelor eoliene.

Tabelul 2.1. – Tipuri de configurații ale turbinelor eoliene

2.3.1 Turbine eoliene cu viteză fixă

În cazul turbinelor eoliene cu viteză fixă, turatia rotorului este neschimbată, fiind determinată de frecvența rețelei de alimentare, de raportul angrenajului și de design-ul generatorului. O turbină eoliană este de obicei echipată cu un generator de inducție (rotor bobinat sau în scurtcircuit). Pentru a asigura o conectare mai bună la rețea este echipată cu un starter slab. Starterul soft este o simplă componentă electronică de putere utilizată pentru a reduce curentul de intrare și prin asta limitând perturbațiile în rețea. Topologia acesteia este prezentată în Figura 2.3.

Generatorul asincron cu rotorul în scurtcircuit este conectat la rețea prin intermediul unui transformator. Datorită fluctuațiilor de tensiune, generatorul asincron absoarbe putere reactivă de la rețea. Din acest motiv, configurația prezentată utilizează o baterie de condensatoare cu rolul de compensator de energie reactivă. Conectarea la rețea se realizează prin intermediul unui soft-star-ter, cu rolul de a preveni șocurile de curent în cazul în care condițiile de cuplare în paralel a celor două surse de energie electrică (generator asincron și rețea) nu sunt îndeplinite [16].

Fig. 2.3.: Configurația turbinei de tipA: Viteză fixă [16]

Avantajele turbinelor eoliene cu viteză fixă constau în faptul că sunt simple, robuste și fiabile. De asemenea tehnologia este bună, iar costul pieselor este mic. Printre dezavantaje se află consumul incontrolabil al puterii reactive iar controlul asupra calității energiei este limitat. În plus turbina este expusă la solicitări mecanice destul de mari [17]. Turbina funcționând cu viteză fixă, toate fluctuațiile datorate vitezei vântului sunt transmise ca fluctuații ale cuplului de torsiune și astfel ca fluctuații ale energiei electrice livrate către rețea. În cazul rețelelor slabe aceste fluctuații pot duce la fluctuații ale tensiunii care în cele din urmă pot avea ca rezultat pierderi de putere semnificative pe linii.

Pentru a controla randamentul de putere al turbinei eoliene de tip A există în uz trei concepte principale: controlul pierderilor de putere (frânarea aerodinamică pasivă), controlul pasului elicei (reglarea unghiului de atac) și controlul activ al pierderilor (frânarea aerodinamică activă).

Tipul A0: frânarea aerodinamică pasivă

Conceptul cel mai simplu este controlulul pierderilor de putere, atunci când palele sunt înșurubate în ax cu un unghi fix. Design-ul aerodinamicii rotorului duce la pierderi de putere în rotor, atunci când viteza vântului depășește un nivel predefinit. Avantajele acestei metode de control constau în simplitate, robustețe și preț mic. Printre dezavantaje, se remarca faptul că [18], [19] contribuie la reducerea eficienței când viteza vântului este mică, nu asigură pornire asistată și prezintă variații ale puterii maxime în stare stabilă din cauza variațiilor din densitatea aerului și din frecvența rețelei.

Tipul A1: reglarea unghiului de atac

Controlul pasului elicei permite rotirea palelor înspre sau înafara vântului după cum cantitatea de putere este prea mare sau prea mică. Avantajele acestui tip de control constau în – asigurarea unui bun control al puterii, asistență la pornire și oprire în caz de urgență. Din punct de vedere electric, un control bun al puterii înseamnă că la viteze mari ale vântului randamentul mediu este menținut în apropiere de puterea nominală a generatorului [17]. Dezavantajul principal al acestei metode îl constituie fluctuațiile mari de putere la viteze mari ale vântului. Dat fiind caracterul lent al vitezei elicei, puterea instantanee va fluctua în jurul valorii nominale a puterii, atunci când turbina este supusă rafalelor de vânt.

Tipul A2: frânarea aerodinamică activă

Controlul activ al pierderilor controlează activ pierderea de putere în rotor prin înclinarea palelor. La viteze mici ale vântului palele sunt înclinate la fel ca la turbina eoliană cu pas controlat pentru a obține eficiență maximă. La viteze mari ale vântului palele ajung la pierderi mai mari fiind înclinate ușor în direcția opusă a celei în care s-ar orienta palele unei turbine eoliene cu pas controlat. Avantajele acestei metode constau în asigurarea unei puteri limitate, fără fluctuații mari de putere așa cum se înregistrează la turbinele eoliene cu pas controlat. În combinație cu mecanismul pasului, această metodă facilitează efectuarea opririlor în caz de urgență și a pornirii turbinei eoliene.

2.3.2 Turbine eoliene cu viteză variabilă

Turbinele eoliene cu viteză variabilă funcționează cu o viteză care menține raportul vitezei vârfului λ constant la o valoare predefinită ce corespunde coeficientului maxim de putere. Acest lucru se obține prin ajustarea vitezei de rotație a turbinei eoliene față de variația vitezei vântului. Turbinele eoliene cu viteză variabilă sunt proiectate să asigure eficiență aerodinamică maximă într-o gamă largă de viteze ale vântului. Spre deosebire de turbinele cu viteză fixă, sistemul cu viteză variabilă asigură un cuplu de torsiune a generatorului aproape constant. Fluctuațiile de putere din cauza variațiilor vântului sunt absorbite de viteza generatorului. Sistemul electric este mult mai complex decât cel al turbinelor cu viteză fixă. Turbinele cu viteză variabilă sunt echipate în general, cu un generator de inducție sau cu unul sincron și sunt conectate la rețea printr-un convertizor electric [20]. Avantajele turbinelor eoliene cu viteză variabilă constau în captarea sporită a energiei, calitate mai mare a energiei și stres mecanic redus asupra turbinei. Dezavantajele constau în sistemul electric mai complicat care duce la pierderi în electronica de putere, utilizarea unui număr mai mare de componente precum și costul crescut al echipamentului.

Din cauza considerentului de limitare a puterii, conceptul de viteză variabilă se folosește doar în combinație cu un mecanism rapid de control al pasului elicei, așa cum se arată în Tabelul 2.1. Actualmente, majoritatea sistemelor eoliene sunt construite pe principiul vitezei variabile dupa cum urmează:

Tipul B: Viteză variabilă limitată

Această configurație constă dintr-un generator asincron cu rotor bobinat (GARB) având conectată în circuitul rotorului o rezistență variabilă. Această rezistență variabilă suplimentară a rotorului este cunoscută drept OptiSlip și este o marcă comercială înregistrată a fabricantului Vestas. Rezistența se modifică cu ajutorul unui convertizor cu control optic montat pe arborele rotorului. Generatorul asincron este conectat la rețea prin intermediul unui transformator. Conectarea fără șocuri de curent se face cu ajutorul dispozitivului soft-starter, iar bateria de condensatoare asigură compensarea puterii reactive. Valoarea rezistenței rotorice se modifică prin intermediul unui convertor optic montat pe axul rotorului. Cuplarea optică elimină necesitatea sistemului inele – perii care este mai scump și necesită operații de intreținere. Reglarea puterii generate de sistem se realizează prin modificarea alunecării mașinii asincrone, alu-necare care se modifică prin variația rezistentei circuitului rotoric. Plaja de reglare dinamică a vitezei este impusă de valoarea rezistenței variabile din circuitul rotoric. Domeniul obișnuit este de 0 – 10 % peste valoarea vitezei de sincronism. Energia suplimentară produsă de generator este disipată sub formă de căldură prin rezistența conectată în circuitul rotoric. [16], [17], [18], [20]

Fig. 2.4.: Configurația turbinei de tip B: viteză variabilă limitată [23]

Tipul C: Viteză variabilă cu convertizor de frecvență cu scală parțială

Această configurație este larg cunoscută ca generator de inducție cu dublă alimentare (DFIG). Ea constă dintr-un GARB conectat la rețea printr-un transformator. În circuitul rotorului se folosește un convertizor de frecvență cu scală parțială. Acesta asigură o conectare mai lină la rețea și compensează puterea reactivă furnizată de starterul soft și de bateria de condensatoare.

Fig. 2.5.: Configurația turbinei de tip C: Viteză variabilă cu convertizor de frecvență cu scală parțială [16]

Aborele generatorului asincron în regim de dublă alimentare este cuplat la arborele turbinei prin intermediul multiplicatorului. Înfășurările statorice ale generatorului sunt conectate la rețea, iar înfășurările rotorice sunt conectate la un convertor electronic cu reacție după curent. În acest mod, frecvențele mecanică și e-lectrică ale rotorului sunt decuplate, deoarece convertorul electronic de putere compensează diferen-ța dintre frecvența mecanică și frecvența electrică, injectând în rotor un curent de frecvență variabi-lă. Prin aceasta devine posibilă funcționarea turbinei la viteză variabilă. Viteza rotorului se poate re-gla în scopul dorit, de exemplu: fie pentru obținerea cantității maxime de energie, fie pentru micșo-rarea zgomotului produs de turbină. În cazul acestei configurații, controlul puterii aerodinamice se face în mod uzual prin reglarea unghiului de atac al palei elicei. [16]

Puterea nominală a convertorului electronic de frecvență este de aproximativ 30% din pute-rea nominală a generatorului asincron. Convertorul realizează atât compensarea puterii reactive cât și conectatea la rețea fără șocuri de curent. Uzual, sistemul funcționează în domeniul -40% – +30% din viteza de sincronism. Deoarece puterea convertorului de frecvență este mult mai mică decât pu-terea nominală, această configurație devine atractivă din punct de vedere economic. Prezintă însă dezavantajul prezenței ansamblului inele – perii și al protecției împotriva avariilor ce pot apare în rețea.

Tipul D: Viteză variabilă cu convertizor de frecvență cu scală întreagă

Această configurație se mai numește „turbină cu acționare directă”, deoarece nu necesită în mod esențial un multiplicator. La arborele turbinei se poate conecta un generator sincron multipolar de viteză mică, cu rotorul bobinat și cu inele, care are aceeași viteză cu viteza de rotație a turbinei și care transformă energia mecanică în energie electrică. Generatorul sincron poate fi excitat electric (dacă are rotorul bobinat) (GSRB) sau poate fi excitat cu magneți permanenți în cazul generatorului sincron cu magneți permananți (GSMP). Se mai poate folosi ca generator electric și un generator asincron cu dublă alimentare (DFIG).

Fig. 2.6.: Configurația turbinei de tip D: Viteză variabilă cu convertizor de frecvență cu scală întreagă.[16]

Statorul generatorului electric nu este conectat direct la rețea, ci prin intermediul unui convertor electronic de frecvență convertorul de frecvența asigută compensarea puterii reactive și cu-plarea la rețea fără șocuri de curent. Ca și în cazul anterior, limitarea puterii mecanice a vântului se realizează prin reglarea unghiului de atac.

Avantajul acestei configurații îl reprezintă controlul complet al vitezei și posibilitatea de omitere a cutiei de viteze (component mecanic cu uzura ridicata si randament redus). În cazul generatorului cu magneți permanenți, eficiența este mai mare decât la mașina cu inducție deoarece pentru excitație nu este nevoie de alimentare cu energie. Dezavantajul îl reprezintă nevoia de a utiliza un generator greu pentru a putea omite cutia de viteze, precum și un convertizor care trebuie să facă față gamei complete de putere din sistem. Generatoarele cu magneți permanenți pot cauza probleme la pornire, la sincronizare și la reglarea tensiunii. Funcționarea sincronă provoacă o performanță rigidă în caz de scurtcircuit extern și atunci când viteza vântului nu este constantă. De asemenea generatoarele cu magneți permanenți sunt sensibile la temperatură și în consecință trebuie supravegheată temperatura rotorului, fiind necesare sisteme de răcire.

2.3.3 Electronica de putere la turbinele eoliene

Cele două caracteristici principale ale electronicii de putere sunt:

posibilitatea de a controla frecvența, ceea ce este important pentru turbina eoliană;

echipamentele electronicii de putere oferă de asemenea parcurilor eoliene posibilitatea să devină elemente active cu caracteristici asemanatoare centralelor electrice care debitează în sistemul energetic.

Dezavantajele utilizării electronicii de putere sunt, pentru turbina eoliană, pierderile suplimentare de putere și prețul crescut al echipamentului. În ce privește partea de rețea, electronica de putere generează armonici mari. Tabelul 2.2 prezintă lista avantajelor și dezavantajelor utilizării electronicii de putere în sistemele cu turbine eoliene:

Tabelul 2.2. – Avantajele și limitarile utilizării electronicii de putere la tubinele eoliene

Cele două dispozitive principale de electronică de putere sunt soft-starterul și converitzorul de frecvență, așa cum se prezintă în Figurile 2.3. – 2.6. Topologia softstarterului este prezentată în Figura 2.7:

Fig. 2.7.: Topologia soft starter cu trei faze [17]

Din figura. 2.7, se constată că comutatorul corp solid este alcătuit din cate două tiristoare conectate anti-paralel pentru fiecare fază, care intră în conducție progresiv și simultan funcție de semnalul de comandă aplicat pe porțile G. Curentul care intră este controlat ajustând unghiul de aprindere a tiristoarelor. După atingerea curentului nominal, grupul de tiristoare sunt scurtcircuitate pentru a reduce pierderile de energie datorate căderii de tensiune pe tiristor în conducție directă.

Există mai multe topologii de convertizoare c.c./c.a. cu frecvență controlată pentru simfazare și tensiunea de ieșire contralată în buclă închisă de automatizare.

Date fiind numărul și dimensiunile tot mai mari ale parcurilor eoliene, acestea vor trebui să capete caracteristici de centrale electrice, adică ele trebuie să poată opera ca niște componente active controlabile în sistemul energetic. Parcurile eoliene vor trebui să realizeze controlul frecvenței și al tensiunii, să regleze puterea activă și reactivă și să asigure reacții rapide în timpul perturbațiilor tranzitorii și dinamice din sistem. Fără electronică de putere nu există soluții la ora actuală care să corespundă acestor cerințe, cerințe impuse în legislația în vigoare. [8]

In acest context, echipamentele electronice de putere au un rol major în functionarea eficienta si sigura a parcurilor eoliene.

2.3.4. Principiul de functionare al unui generator DFIG

Configurația tipică DFIG, ilustrată în figura 2.8 constă într-un generator de inducție cu rotor bobinat, cu înfășurările statorice conectate direct la reteaua trifazata și cu înfășurări rotorice conectate la un convertor de frecvență partial, back-to-back.

Convertorul back-to-back este un convertor de putere bidirecțional. Se compune din două convertoare independente controlate de o sursă de tensiune conectate la o bara comună de curent continuu. Comportamentul generatorului este determinat de aceste convertoare și controlere, atât în condiții normale cât și în condiții de defect. Convertoarele controlează tensiunea rotorului în mărime și fază și prin urmare, sunt folosite pentru controlul puterii active și reactive.

Deoarece tensiunea optimă a rotorului este, de obicei, mai mică decât tensiunea statorică, transformatorul de conectare a sistemului la rețea are două înfășurari secundare:

înfășurarea pentru conectarea statorului;

altă înfășurare pentru conectarea rotorului.

Caracteristica fundamentală a generatorului DFIG este faptul că puterea prelucrată de către convertorul de putere este doar o parte din puterea totală și, prin urmare, dimensiunea acesteia, costurile și pierderile sunt mult mai mici comparativ cu un convertor total (fullconverter) de putere utilizat în conceptia integrală de viteză variabilă. Sistemul de control general al DFIG, se bazează pe o strategie de control pe niveluri diferite; [19-20]

controlul generatorului (DFIG);

controlul turbinei eoliene (WT).

Fig.2.8.: Schema de principiu a fluxului de putere DFIG [19]

Fig.2.9.: Fluxul puterii active la functionarea subsincrona [19]

Fig.2.10: Fluxul puterilor active in DFIG

Sistemul DFIG permite functionarea cu o viteză variabilă largă, dar limitată. Gama mai mică de variație a vitezei la putere mai mică va fi realizată de către convertorul de putere bidirecțional conectat la rotor. De exemplu, dacă viteza trebuie să fie controlabilă între + / -30%, puterea convertorului trebuie evaluată la aproximativ 30% din puterea generatorului. Astfel, dimensionarea convertorului nu se raportează la puterea totală a generatorului, ci la gama de viteză selectată și prin urmare, la puterea de alunecare. Costul convertorului de putere crește atunci când limita permisă de viteză crește în jurul valorii vitezei sincrone. Se observa că, în timp gama de viteză este restricționată, tensiunea indusă de alunecare este doar o fracțiune din tensiunea rețelei, în funcție de raportul între turatia câmpului statorului și a rotorului. Tensiunea legaturii în curent continuu este, așadar, relativ scăzută. Funcționarea la tensiune mai mică la legatura în curent continuu este posibilă, din cauza reducerii tensiunii pe partea de rotor, realizată de către transformatorul cu trei înfășurari. În scopul de a acoperi o gamă largă de operare de la viteza sub-sincrona la cea supra-sincrona, convertorul de putere trebuie să fie capabil să funcționeze cu fluxul de putere în ambele direcții. Acesta este motivul pentru care este utilizată configuratia cu un convertor back-to-back (bidirecțional). Alunecarea este definită ca:

(2.6)

în care în care și sunt turația sincronă și respectiv viteza generatorului în rot/min. Pentru un generator DFIG, acesta este semnul cuplului electric, independent de alunecare, care indică dacă masina lucreaza ca motor sau generator. Presupunând că toate pierderile din circuitul statoric și rotoric pot fi neglijate, puterea prin convertorul de putere (prin circuitul rotoric), cunoscută sub numele de putere de alunecare, poate fi exprimată ca alunecarea înmulțita cu puterea de stator, . În plus, puterea statorică livrată poate fi exprimată pe baza puterii rețelei sau pe puterea mecanică

(2.7)

în care este eficiența/randamentul generatorului. În funcție de condiția de funcționare a unității, puterea intră sau iese din rotor: aceasta circula de la rețea către rotor (< 0) prin intermediul convertorului în modul subsincron sau invers (> 0) în modul suprasincron, așa cum se prezintă în figura 2.9. În ambele de cazuri (subsincron și suprasincron), statorul alimentează cu energie rețeaua (> 0) [19-20]. Din bilanțul de putere, se pot defini cele trei zone de functionare, corespunzătoare unor valori diferite de putere transmise:

zona de hiposincronism, atunci când viteza mașinii este mai mică decât viteza de sincronism: rotorul consumă putere, puterea livrată către stator este mai mare decât cea livrată în rețea.

zona de sincronism, atunci când viteza mașinii este egală cu viteza de sincronism: alunecarea este zero, pentru acest punct de funcționare, puterea emisă de rotor este, de asemenea zero.

zona hipersincironism, atunci când viteza mașinii este mai mare decât turația sincronă: statorul și rotorul participă la puterea livrată în rețea.

Prezența convertorului de putere permite generatorului DFIG o funcționare mai versatilă și mai flexibilă, comparativ cu o mașină de inducție cu rotor în scurtcircuit. Puterea convertorului compensează diferența dintre frecvența mecanică și frecvența electrică prin injectarea unui curent rotoric, cu o frecvență variabilă în funcție de viteză. Prin inelele colectoare, convertorul de putere furnizează astfel înfășurării rotorului, o tensiune cu amplitudine și frecvență variabilă. Aceasta îmbunătățește capabilitățile de control ale generatorului, cum ar fi, de exemplu:

generatorul DFIG oferă capacitatea de control a puterii reactive. DFIG este, prin urmare, capabil să producă sau să absoarbă putere reactivă spre sau de la rețea, cu scopul de a de controla/regla tensiunea (de exemplu, în cazul rețelei slabe în cazul în care tensiunea poate fluctua);

decupleaza controlul/reglajul puterilor activă și reactivă independent de control curentului de excitație rotoric.

2.3.5 Dinamica unui DFIG

Generatorul de inducție cu dublă alimentare (DFIG) este de cele mai multe ori folosit atât în parcurile eoliene onshore, cât și în cele offshore. Parcurile eoliene care utilizează generatoare de tip DFIG pot ameliora comportamentul unghiular al sistemului electric, dar pot și să reducă stabilitatea tensiunii în cazul perturbațiilor mari. Schema electrică a unui generator DFIG este prezentată în Figura 2.11. Aceasta seamănă cu circuitul tradițional al mașinii cu inducție. Singura diferență din schema electrică, dat fiind că și rotorul DFIG este excitat, o constituie partea de rotor, modelul standard al mașinii de inducție având rotorul în scurtcircuit.

Fig. 2.11. – Schema electrică echivalenta a unui generator DFIG [21]:-tensiunea [V], s – alunecarea, – argumentul tensiunii [0], – defazajul unghiular al tensiunii dintre rotor și stator [0], – rezistența [Ω], – reactanța [H], – numărul de spire; – rezistența fierului; – reactanța magnetică; (indice s pe parte de stator; indice r pe partea rotorului|)

Alunecarea s este dată de ecuația (2.6). Folosind modelul de ordinul al treilea cu două axe și neglijând rezistența statorului, ecuațiile care descriu dinamica unei mașini de inducție cu dublă alimentare fără compensare sub formă de reglare a tensiunii sunt următoarele [21]:

(2.8)

(2.9)

(2.10)

(2.11)

(2.12)

(2.13)

(2.14)

(2.15)

unde indicii și denotă valoarea axei și a simbolurilor la care sunt atașate. [50] Indicii și indică ecuațiile aferente rotorului, respectiv statorului; = unghiul dintre tensiunea electromotoare și tensiunea statorului [º]; = tensiunea electromotoare tranzitorie [V]; = constanta de timp [s]; = viteza de rotație [rpm]; = reactanța tranzitorie [H]; = coeficientul de inerție [MVA·s2]; = puterea mecanică [W]; = puterea electrică [W]; = puterea statorului [W]; = constanta de inerție [s]; = puterea aparentă [MVA].

2.4. Opțiuni pentru design-ul rețelei

Rețeaua electrică internă înseamnă sistemul electric de la turbinele eoliene până la prima stație a parcului eolian. Rețeaua internă poate fi proiectată în mai multe moduri în funcție de dimensiunea parcului eolian și de nivelul dorit de redundanță. Până la ora actuală, asigurarea redundanței nu a fost luată în considerare la parcurile eoliene existente deoarece s-a presupus că pierderea din punct de vedere economic, estimată din cauza unei avarii este mai mică decât costurile echipamentelor suplimentare necesare pentru a oferi redundanță. Cu toate acestea, pe măsură ce cresc dimensiunile parcurilor eoliene, volumul energiei (și al venitului) pierdute pe parcursul unei avarii ar putea fi destul de mare pentru ca redundanța să devină profitabilă. Există trei design-uri principale diferite care pot fi utilizate :

Design-ul radial în care toate turbinele eoliene sunt conectate la un unic circuit în serie (radial);

Design-ul buclat unde redundanța este asigurată prin instituirea unui circuit în buclă între turbinele eoliene;

Design-ul în stea unde turbinele eoliene sunt distribuite la mai multe feedere, ceea ce permite utilizarea echipamentelor cu valori nominale.

Toate opțiunile pot fi utilizate atât la soluțiile în c.a. cât și la cele în c.c.

2.4.1 Design-ul radial

Figura 2.12 prezintă configurația rețelei radiale offshore. turbine eoliene sunt conectate în serie la un feeder și culese în axul colector. Numărul maxim de turbine eoliene care se pot conecta la un feeder este determinat de valoarea nominală a cablului și de cea a generatorului. În practică, acesta va fi cazul deoarece constrângerile geografice vor influența alegerea. Principalul avantaj al acestui tip de design este prețul său ieftin precum și lungimea totală a cablului, mai mică decât la celelalte opțiuni. De asemenea, este simplu de controlat oferind posibilitatea de a reduce capacitatea cablului pe măsură ce crește distanța de la ax, deoarece cantitatea de energie transmisă este tot mai mică pe fiecare feeder mai îndepărtat. O reducere treptată a feeder-ului ar putea fi o opțiune la feederele lungi cu valoare nominală totală a puterii, însă această opțiune nu este avută în vedere din cauza costurilor suplimentare din timpul montării cablului care sunt considerate prea mari pentru ca această opțiune să fie fezabilă. Dezavantajul major al acestui design îl constituie fiabilitatea mică. Avariile în cablu sau la aparatajul de comutare pe partea axului feederului vor duce la pierderi de putere în toate turbinele aflate în aval de feeder. [24-29]

Fig. 2.12.: Centrală eoliană offshore cu design radial [24]

2.4.2 Inel unilateral

Figura 2.13 prezintă designul inelului unilateral. Acesta este o versiune a designului în buclă, care abordează unele chestiuni de fiabilitate ale design-ului radial oferind o cale redundantă fluxului de energie dintr-un feeder. În cazul inelului unilateral această securitate suplimentară este însoțită de costuri mai mari pentru cablu, iar lungimea cablului se va dubla. Se montează un cablu de la turbina cea mai depărtată din feeder până la axul colectorului. Acest cablu trebuie să poată transporta întregul flux de putere din feeder în cazul în care se produce un defect între prima turbină și ax, și, în consecință, trebuie să aibă aceeași valoare nominală a puterii ca și cablul original. Comparativ cu sistemul radial, pentru dispunerea în inel, costurile cablului cresc.

Fig. 2.13.: Centrală eoliană cu design inel unilateral [24]

2.4.3 Inelul bilateral

Figura 2.14 prezintă inelul bilateral, care este o altă versiune a design-ului în buclă. Două feedere sunt conectate în paralel pentru a asigura redundanță. Aceasta înseamnă că pentru două feedere lungimea cablului va crește doar cu distanța dintre turbine la capătul feederelor. Cu toate acestea, în cazul în care se produce un defect pe cablul dintre prima turbină a unui feeder și axul colectorului, toată puterea din turbinele eoliene de pe feederul avariat trebuie transmisă prin celălalt, ceea ce înseamnă că la capătul axului cablul celui de al doilea trebuie dimensionat pentru un volum de putere dublu față de numărul de turbine eoliene.

Aceasta nu înseamnă că tot feederul trebuie să aibă capacitate dublă a puterii; se poate reduce capacitatea cablului pe măsură ce crește distanța față de ax. Aceasta va fi o chestiune economică în care costurile suplimentare de montaj trebuie ponderate cu valoarea estimată a sarcinii pierdute pe durata de funcționare a parcului eolian.

Fig. 2.14.: Centrală eoliană cu dispunere sub formă de inel bilateral [24]

2.4.4 Designul în stea

Figura 2.15 prezintă designul conceptului în stea. Acesta permite valori nominale reduse ale cablului și securitate mai mare deoarece un defect la cablu afectează doar o singură turbină (exceptând cazul în care defectul se produce pe axul colectorului). Reglarea tensiunii poate fi mai bună în această configurație. Dezavantajul îl constituie cheltuielile sporite din cauza lungimilor mai mari ale cablului diagonal și a secțiunii scurte, a conexiunii cu valoare nominală mai mare către feeder. Totuși aceste costuri ar putea să nu fie semnificative mai ales în forma de stea prezentată unde sunt cuplate nouă turbine. Costul major al acestui aranjament provine de la cerința unui aparataj de comutare mai complex pentru turbina centrală. În conexiunea către axul colectorului redundanța este asigurată prin conectarea a două stele în paralel și prin creșterea valorii nominale a cablului din conexiunile către axul colectorului. Însă costul acestei redundanțe este considerat prea mare pentru a fi o alternativă competitivă în comparație cu designul actual, deoarece probabilitatea unei avarii în cablu la conexiunea scurtă către axul colectorului este foarte mică.

Fig. 2.15.: Rețea cu design în stea [24]

2.4.5 Designul inelului comun

Figura 2.16 prezintă configurația denumită ,designul inelului comun‘. Acesta este formată din patru feedere conectate în paralel la un cablu redundant. Circuitul redundant este proiectat să livreze întreaga putere a unui feeder cu probleme din cadrul aranjamentului cu patru feedere. Probabilitatea ca două sau mai multe feedere să se defecteze în același timp este considerată suficient de mică pentru a evita o capacitate nominală mai mare a cablului redundant.

Fig. 2.16.: Dispunere sub formă de inel comun [24]

2.4.6 Design cu inel cu laturi

Ca alternativă a inelului bilateral se propune în acest caz designul inelului cu laturi (Figura 2.17). Deosebirea față de inelului bilateral constă în conectarea mai multor feedere în paralel față de conectarea a două feedere. Ideea este să se reducă valoarea nominală mai mare a puterii cablurilor și echipamentelor, ceea ce este necesar în cadrul design-ului cu feeder bilateral.

Fig. 2.17.: Dispunere sub formă de inel cu laturi [24]

Definirea unui număr de turbine eoliene la fiecare feeder înseamnă că în stare stabilă fiecare feeder trebuie să poată transfera puterea definită ca:

(2.16)

Atunci când se conectează feedere în paralel fiecare feeder va fi dimensionat să poarte propria producție de putere, plus volumul livrat către feeder atunci când apare un defect în locul cel mai apropiat de axul colectorului unuia dintre celelalte feedere. Această cantitate de putere va fi împărțită între feedere încă în funcțiune, ceea ce înseamnă că fiecare feeder trebuie dimensionat să reziste în scenariul cel mai rău cu fluxul de energie . Această putere poate fi găsită utilizând formula actuală fundamentală de împărțire ca:

(2.17)

este impedanța legăturii radiale în apropierea defectului, iar este impedanța Thevenin a celorlalte cabluri din feedere și cabluri care conectează feederele în paralel.

Când se alege numărul de feedere ce urmează a fi conectate în paralel trebuie luate în considerare și costurile suplimentare pentru conectarea în paralel a încă unei turbine față de costul economisit al valorilor nominale reduse de putere ale echipamentelor datorat conectării suplimentare. Volumul exact de conexiuni în paralel este acela în care se încrucișează costurile.