Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în ... · PDF file3.3.3.3 Studiu privind compararea modelului de panou fotovoltaic utilizând date experimentale cu cel realizat

Facultatea de Inginerie Electrică, Energetică și Informatică Aplicată

CERCETĂRI PRIVIND INTEGRAREA SURSELOR FOTOVOLTAICE ÎN REȚELELE ELECTRICE

- REZUMATUL TEZEI DE DOCTORAT -

Conducător de doctorat: Prof. univ. dr. ing. Marcel Istrate

Doctorand: ing. Ioan Viorel Banu

Doctorand:

ing. Ioan Viorel Banu

IAȘI, 2015

UNIVERSITATEA TEHNICĂ „GHEORGHE ASACHI” DIN IAȘI

PENTRU ALICE! *TE IUBESC MULT DE TOT*

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice iv

Mulțumiri

Această teză de doctorat a fost realizată în Departamentul de Energetică al Facultății de Inginerie

Electrică, Energetică și Informatică Aplicată din cadrul Universității Tehnice „Gheorghe Asachi” din Iași,

în domeniul de doctorat Inginerie Energetică, forma cu frecvență cu bursă, sub coordonarea științifică

a domnului prof. univ. dr. ing. Marcel Istrate.

Pe această cale, vreau să îi mulțumesc din suflet și îi sunt profund recunoscător conducătorului de

doctorat atât pentru sprijinul profesional și direcția de cercetare a acestei teme, cât și pentru

îndrumarea cu seriozitate acordată în timpul elaborării lucrărilor realizate în această teză de doctorat și

pe tot parcursul perioadei de desfășurare a studiilor universitare de doctorat.

Adresez alese mulțumiri domnilor referenți științifici pentru sprijinul acordat și pentru amabilitatea

de a accepta să fie membri oficiali în comisia de susținere a prezentei teze de doctorat.

Vreau să mulțumesc întregului colectiv al Departamentului de Energetică al Facultății de Inginerie

Electrică, Energetică și Informatică Aplicată din cadrul Universității Tehnice „Gheorghe Asachi” din Iași

și, în special, domnului prof. univ. dr. ing. Maricel Adam și domnului prof. univ. dr. ing. Mihai Gavrilaș

pentru sprijinul acordat la susținerea proiectului și a rapoartelor de cercetare și pentru ajutorul oferit la

realizarea prezentei tezei de doctorat. Aș dori, de asemenea, să mulțumesc domnului conf. univ. dr. ing.

Ciprian Nemeș pentru ajutorul și sfaturile sale utile oferite în primul an al studiilor de doctorat.

Sunt, de asemenea, recunoscător tuturor celor care de-a lungul timpului au contribuit la formarea

mea profesională și umană.

În cele din urmă, aș dori să mulțumesc familiei pentru înțelegere și încurajare, sprijinul substanțial

și susținerea continuă necondiționată acordată pe durata studiilor universitare de doctorat și pe tot

parcursul vieții mele.

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice v

Cuprinsul

Prefață ................................................................................................................................................ v (iv)Rezumat ............................................................................................................................................ vii

Cuprinsul ............................................................................................................................................ ix (v)

Abrevieri ............................................................................................................................................ xii (viii)

1 Introducere ..................................................................................................................................... 1 (1)1.1 Context și motivație .......................................................................................................................... 1 (1)1.2 Stadiul actual al integrării surselor fotovoltaice în rețelele electrice............................................. 1 (1)

1.2.1 Evoluția pe plan mondial a surselor fotovoltaice ................................................................. 1 (1)1.2.1.1 Evoluția capacității instalate din surse fotovoltaice la nivel mondial .................... 1 (1)1.2.1.2 Situația surselor fotovoltaice în Europa .................................................................. 3 (2)

1.2.2 Cadru general privind sursele fotovoltaice în România ....................................................... 5 (2)1.2.2.1 Potențial solar și puterea instalată din surse fotovoltaice în România .................. 5 (2)1.2.2.2 Cadrul legal și de reglementare aplicabil surselor fotovoltaice în România.......... 7 (3)

1.3 Obiectivele tezei de doctorat ......................................................................................................... 10 (4)1.3.1 Formularea problemei ......................................................................................................... 10 (4)1.3.2 Obiective ............................................................................................................................... 10 (4)1.3.3 Limitări ale tezei ................................................................................................................... 11 (4)

1.4 Contribuții principale ...................................................................................................................... 11 (5)1.5 Structura tezei de doctorat ............................................................................................................ 13 (6)1.6 Publicații .......................................................................................................................................... 14 (7)

2 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme fotovoltaice ... 17 (8)2.1 Introducere ..................................................................................................................................... 17 (8)2.2 Solicitări ale codurilor de rețea pentru sisteme fotovoltaice ....................................................... 17

2.2.1 Cerințe de racordare la rețea a surselor fotovoltaice la nivel internațional ..................... 17

2.2.2 Solicitări ale codurilor de rețea pentru surse fotovoltaice în România ............................. 18

2.3 Aspecte de modelare a celulelor și a matricelor fotovoltaice ...................................................... 20 (8)2.4 Convertoare de putere c.c.-c.c. ...................................................................................................... 21 (9)

2.4.1 Convertor c.c.-c.c. coborâtor de tensiune .......................................................................... 22 (10)2.4.2 Convertor c.c.-c.c. ridicător de tensiune............................................................................. 22

2.4.3 Controlul urmăririi punctului de putere maximă ............................................................... 23

2.4.3.1 Introducere în algoritmii de optimizare ................................................................ 23 (10)2.4.3.2 Algoritmul perturbă și observă .............................................................................. 25 (11)2.4.3.3 Algoritmul conductanță incrementală ................................................................... 26 (11)2.4.3.4 Algoritmul Fractional Open-Circuit Voltage .......................................................... 27

2.5 Invertoare pentru sisteme fotovoltaice ......................................................................................... 28 (12)2.5.1 Topologii de invertoare pentru sisteme fotovoltaice......................................................... 28

2.5.1.1 Structuri de invertoare derivate din topologia în punte H (H-Bridge) ................. 29

2.5.1.2 Structuri de invertoare derivate din topologia cu punct neutru flotant.............. 30

2.5.1.3 Structuri generale de invertoare pentru sisteme fotovoltaice ............................ 30

Reaper

Typewritten Text

(Pagină

Reaper

Typewritten Text

Reaper

Typewritten Text

Reaper

Typewritten Text

Reaper

Typewritten Text

rezumat)

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice vi

2.5.1.4 Invertoare pentru sisteme fotovoltaice trifazate .................................................. 33

2.5.2 Sisteme de control pentru invertoarele sistemelor fotovoltaice ...................................... 33

2.5.2.1 Structuri de control pentru invertoarele sistemelor fotovoltaice........................ 33

2.5.2.2 Sincronizarea cu rețeaua a invertoarelor pentru sisteme fotovoltaice ............... 36

2.5.2.3 Detectarea funcționării insularizate a centralelor electrice fotovoltaice ............ 46

2.5.2.4 Controlul curentului rețelei electrice pentru invertoarele sistemelor fotovoltaice . 57

2.5.2.5 Îmbunătățirea calității puterii din rețeaua electrică prin compensarea golurilor de

tensiune ................................................................................................................................ 61

2.5.2.6 Servicii auxiliare pentru centrale electrice fotovoltaice ....................................... 62

2.6 Controlul sistemelor fotovoltaice în cazul defectelor în rețea ..................................................... 65 (13)2.6.1 Controlul sistemelor fotovoltaice monofazate ................................................................... 65

2.6.2 Controlul sistemelor fotovoltaice trifazate ......................................................................... 66

2.7 Concluzii .......................................................................................................................................... 67

3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice ...................... 69 (14)3.1 Introducere ..................................................................................................................................... 69 (14)3.2 Proiectare bazată pe model pentru sisteme fotovoltaice ............................................................ 7л όмпύ

3.2.1 Adoptarea proiectării bazate pe model .............................................................................. 71

3.3 Implementare de modele în Matlab/ Simulink pentru studiul surselor fotovoltaice. Rezultate 7о όмрύ3.3.1 Modelare celule și matrici fotovoltaice .............................................................................. 73

3.3.1.1 Modele folosind abordări fundamentale .............................................................. 73

3.3.2 Matrice fotovoltaică – punctul de putere maximă............................................................. 7п όмрύ3.3.2.1 Aplicație Matlab pentru studiul efectului iradiației și al temperaturii asupra

matricei FV. Rezultate .......................................................................................................... 7р όмсύ 3.3.3 Modelare panouri fotovoltaice utilizând date experimentale ........................................... 7с όмсύ

3.3.3.1 Panou fotovoltaic cu tabel de căutare................................................................... 78

3.3.3.2 Studiu pe temperatură asupra modelării matricelor fotovoltaice utilizând date

experimentale ...................................................................................................................... 7у όмтύ3.3.3.3 Studiu privind compararea modelului de panou fotovoltaic utilizând date

experimentale cu cel realizat folosind principii de bază Simulink ..................................... 8л όмфύ 3.3.4 Modelare convertoare și invertoare pentru sisteme fotovoltaice .................................... 84

3.3.5 Implementare de algoritmi MPPT în Matlab/ Simulink...................................................... 8п όнлύ3.3.5.1 Algoritmul perturbă și observă .............................................................................. 84

3.3.5.2 Algoritmul conductanță incrementală ................................................................... 85

3.3.5.3 Algoritmul Fractional Open Circuit Voltage........................................................... 86

3.3.6 Panou fotovoltaic – convertor c.c.-c.c. coborâtor de tensiune – MPPT ........................... 8с όнлύ3.3.6.1 Studiu comparativ al metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță

incrementală ........................................................................................................................ 8с όнмύ 3.3.6.2 Testarea algoritmului MPPT conductanță incrementală la schimbarea bruscă a

iradiației ................................................................................................................................ 90 όноύ 3.4 Concluzii .......................................................................................................................................... 92

4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor fotovoltaice la nivelul rețelelor electrice .... 93 (25)4.1 Realizarea modelului Simulink al centralei electrice fotovoltaice cuplată la rețea ..................... 93 όнрύ

4.1.1 Descrierea centralei electrice fotovoltaice utilizate ........................................................... 93 όнрύ4.1.2 Implementarea în Simulink de metode pasive de detectare a insularizării ...................... 96 όнтύ

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice vii

4.1.2.1 Descrierea releelor de protecție la insularizare .................................................... 9с όнтύ4.1.2.2 Schemă de prevenire a insularizării sistemelor fotovoltaice cuplate la rețea ..... 99 όолύ

4.2 Scenarii privind diferite regimuri tranzitorii. Rezultate .............................................................. 102 όонύ4.2.1 Studiu privind detectarea insularizării centralelor electrice fotovoltaice ....................... 102 όонύ

4.2.1.1 Evaluarea metodelor anti-insularizare prin compararea timpilor de detectare ai

condițiilor de funcționare insularizată .............................................................................. 102 όонύ4.2.1.2 Rezultate ale detectării insularizării prin metoda monitorizării tensiunii circuitului

intermediar ......................................................................................................................... 10ф όорύ 4.2.2 Studiu privind comportarea centralelor electrice fotovoltaice în cazul defectelor în

rețeaua electrică ........................................................................................................................... 11р όотύ4.2.2.1 Scurtcircuit trifazat produs în rețeaua electrică ................................................. 116

4.2.2.2 Scurtcircuit bifazat cu punere la pământ produs în rețeaua electrică............... 120

4.2.2.3 Scurtcircuit bifazat metalic produs în rețeaua electrică ..................................... 124

4.2.2.4 Scurtcircuit monofazat produs în rețeaua electrică ........................................... 128

4.2.2.5 Analiza rezultatelor cazurilor relevante de scurtcircuit în rețeaua electrică..... 132

4.2.2.6 Concluzii privind comportarea centralelor electrice fotovoltaice la defecte în

rețeaua electrică ................................................................................................................ 138

4.3 Concluzii ........................................................................................................................................ 139

5 Concluzii ..................................................................................................................................... 141 (43)5.1 Concluzii generale ......................................................................................................................... 14м όпоύ5.2 Contribuții personale .................................................................................................................... 14н όппύ5.3 Direcții de continuare a cercetării................................................................................................ 14о όпрύ

Bibliografie ...................................................................................................................................... 145 όпсύ

Listă de lucrări publicate ................................................................................................................... 155 (49)

Teza de doctorat are 155 de pagini, 11 tabele, 186 de figuri, 36 relații de calcul și 166 titluri

bibliografice.

Rezumatul tezei de doctorat păstrează structura acesteia, în ceea ce privește numerotarea

capitolelor, tabelelor, figurilor, relațiilor de calcul și a referințelor bibliografice.

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice viii

Abrevieri

AI Anti-insularizare ANRE Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei ATR Aviz tehnic de racordare c.a. Curent alterativ c.c. Curent continuu CAEE Contract de achiziție de energie electrică pe termen lung (power purchase agreement – PPA) CEF Centrală electrică fotovoltaică (centrală fotoelectrică) CV Certificate verzi DEN Dispeceratul energetic național DSP Procesor numeric de semnal sau procesor de semnal digital (digital signal processor) ENTSO-E Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și Sistem pentru energie electrică (European

Network of Transmission System Operators for Electricity) E-SRE Energie electrică produsă din surse regenerabile de energie FLL Buclă cu calare pe frecvență (frequency-locked loop) FRT Capabilitatea de trecere peste defect (Fault Ride Through) FV Fotovoltaic IGBT Tranzistor bipolar cu grilă izolată (insulated gate bipolar transistor) I-V Caracteristică curent-tensiune ÎT Înaltă tensiune LVRT Capabilitatea de trecere peste defect cu nivel minim de tensiune sau la tensiune scăzută (Low Voltage Ride Through) MPP Punct de putere maximă (Maximum Power Point) MPPT Sistem de urmărire a punctului de putere maximă (Maximum Power Point Tracking) MT Medie tensiune NPC Punct neutru flotant (Neutral Point Clamped) OC Releu maximal de curent OD Operator de Distribuție sau Operatorul Sistemelor de Distribuție, OSD (Distribution System Operator – DSO) OF Releu de frecvență maximă OFP Protecție la supra frecvență OTS Operatorul de Transport și de Sistem (Transmission System Operator – TSO) OV Releu maximal de tensiune P&O Perturbă și observă PCC Punct comun de cuplare Pi Putere instalată PIF Pus în funcțiune PLL Buclă de prindere a fazei sau buclă cu calare pe fază (phase-locked loop) P-V Caracteristică putere-tensiune PWM Pulsuri modulate în durată (pulse-width modulation) RDE Resurse distribuite de energie (distributed energy resources – DER) RED Rețea electrică de distribuție RET Rețea electrică de transport RMS Valoare efectivă/ eficace sau valoare medie pătratică (Root Mean Square) ROCOF Rata de schimbare a frecventei (rate of change of frequency) SDGE Sisteme distribuite de generare a energiei electrice (distributed power generation system – DPGS) SEE Sistem electroenergetic sau instalație electroenergetică (electric power system – EPS) SEN Sistemul electroenergetic național SRE Surse regenerabile de energie (Renewable Energy Sources – RES) STC Condiții standard de test (Standard Test Condition) UC Releu minimal de curent UF Releu de frecvență minimă UFP Protecție la sub frecvență UPS Surse de alimentare neîntreruptibile (uninterruptible power supplies) UV Releu minimal de tensiune VSC Convertor sursă de tensiune (Voltage Source Converter)

1 Introducere

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 1

1 Introducere

În acest capitol introductiv este prezentat contextul și motivația tezei de doctorat, continuând cu o

scurtă trecere în revistă a stadiului actual al sistemelor fotovoltaice conectate la rețea. De asemenea, se

detaliază obiectivele activității de cercetare, continuând cu o listă a principalelor contribuții și în final cu

structura tezei de doctorat.

1.1 Context și motivație

Scăderea emisiilor de gaze cu efect de seră poate fi realizată prin trecerea la sisteme de energie

regenerabilă, cum sunt matricele fotovoltaice (FV) și turbinele eoliene [2]. Utilizarea surselor

regenerabile de energie (SRE) oferă avantajul sustenabilității tuturor aspectelor legate de dezvoltarea

sectorului energetic [3]. Tehnologia fotovoltaică a devenit un actor major în sectorul producerii energiei

electrice la nivel mondial [4] și este în prezent una dintre cele mai dezvoltate SRE fiind scalabilă de la

aplicații rezidențiale până la aplicații comerciale [5].

1.2 Stadiul actual al integrării surselor fotovoltaice în rețelele electrice

1.2.1 Evoluția pe plan mondial a surselor fotovoltaice

1.2.1.1 Evoluția capacității instalate din surse fotovoltaice la nivel mondial

Conform raportului IEA-PVPS, puterea instalată din surse FV la nivel mondial este în prezent de

minim 134GW (figura 1.1) [4]. La sfârșitul anului 2013, puterea totală instalată din surse FV, mai ales din

surse FV conectate la rețea, în cele 24 de țări raportoare IEA-PVPS este de 123,2GW. De asemenea, s-

au mai instalat suplimentar încă cel puțin 10,8GW în alte state care nu fac parte din programul PVPS,

majoritatea din Europa, din care face parte și România cu o putere instalată din surse FV de 1,1GW [4].

Figura 1.1. Evoluția capacității totale instalate din surse fotovoltaice

1 Introducere


1.2.1.2 Situația surselor fotovoltaice în Europa

Conform [8], Europa rămâne lider mondial în regiune în ceea ce privește capacitatea cumulat instalată

din surse FV, cu 81,5GW în anul 2013. Evoluția capacității totale instalate din surse FV în Europa în perioada

2000–2013 este prezentată în figura 1.4 [8]. Odată ce în Europa a fost atinsă limita de 80GW instalați din

surse FV, ritmul de implementare a pieței FV a fost evident redus, ceea ce va avea consecințe asupra

capacității surselor FV de a ajunge la un nivel ridicat de penetrare pe termen scurt și mediu în Europa [8].

Figura 1.4. Evoluția capacității fotovoltaice cumulat instalată în Europa în perioada 2000–2013

Capacitatea totală instalată din surse FV în Europa în anul 2013 este de doar 10975MW. Divizarea

acesteia pe țările membre este prezentată în figura 1.6 [8].

Figura 1.6. Împărțirea surselor fotovoltaice pe piața europeană în 2013

1.2.2 Cadru general privind sursele fotovoltaice în România

1.2.2.1 Potențial solar și puterea instalată din surse fotovoltaice în România

România are un potențial semnificativ de producere a energiei electrice din surse FV [15]. În

prezent, capacitatea electrică instalată în România este de aproape 2GWh. Starea curentă a proiectelor

centralelor electrice fotovoltaice (CEF) în România este dată în tabelul 1.1 [20]. În 2013 au fost autorizați

de ANRE un număr de 359 de producători titulari de licență pentru conversia FV a energiei solare

(1113MW instalați în CEF) [24].

1 Introducere


Tabelul 1.1. Situația proiectelor centralelor electrice fotovoltaice în România

TOTAL (MW) RET (MW) RED (MW)

Cu aviz tehnic de racordare (ATR) 1145,024 0,6 1144,424

Cu contract de racordare 3255,938 93,798 3162,14

TOTAL GENERAL 4400,962 94,398 4306,564

Din care date în exploatare conform DEN 1163,168 25,061 1138,107

Suplimentar PIF conform emitenți 99,741 0 99,741

1.2.2.2 Cadrul legal și de reglementare aplicabil surselor fotovoltaice în România

Pentru promovarea energiei electrice produse din surse regenerabile de energie (E-SRE), în

România este activ un sistem de cote obligatorii combinat cu certificate verzi (CV) tranzacționabile [15,

26]. Funcționarea sistemului de CV în România este reprezentată în figura 1.10 [19, 21, 22, 30]. Conform

[31], producătorii de energie din surse FV vor primi 3CV pentru fiecare 1MWh produs și livrat în rețeaua

electrică [31, 34].

Fondul de mediu

StatulRomân

ANRE

OTS

RON (Penalități)

Emitere de CV

RON

RON(valoare CV tranzacționate)

CVCote obligatorii

de achiziție de CV

Furnizori de energie electrică

Producători de E-SRE

Figura 1.10. Structura sistemului de certificate verzi (CV) în România

Din analiza evoluției numărului de CV emise în perioada 2010 – 2013 (figura 1.12) [24], se observă că

procentul de CV din surse FV este foarte mic în comparație cu numărul de CV din alte surse neconvenționale

de energie electrică. Numărul total de CV are o creștere rapidă, în anul 2013 observându-se o creștere

explozivă a energiei electrică produsă din surse FV și implicit a numărului de CV acordate acestui tip de

tehnologie [19].

Figura 1.12. Evoluția anuală a numărului de CV emise de OTS producătorilor de E-SRE în perioada 2010 – 2013

1 Introducere


1.3 Obiectivele tezei de doctorat

1.3.1 Formularea problemei

În România, producerea energiei electrice din SRE, în special din surse FV, este la început, integrarea

surselor FV în rețelele electrice reprezentând o oportunitate care vine cu o mulțime de provocări. Prin

urmare, este foarte important studiul surselor FV atât în modelarea și simularea matricelor și

convertoarelor pentru sisteme FV și a sistemelor de control aferente acestora, cât și analiza ansamblului

CEF - rețea electrică, mai ales în domeniul energetic, unde, determinarea comportamentului la nivelul

rețelelor electrice este de o deosebită importanță. Îmbunătățirea performantelor generatorului FV și a

sistemelor de control poate fi realizată prin analiza în diferite condiții atmosferice și realizarea de noi

algoritmi de control, însă problemele noi legate de siguranța în alimentare pe durata defectelor din rețea

sau a fenomenului de insularizare pentru sursele FV cuplate la rețea trebuie tratate în mod corespunzător.

1.3.2 Obiective

Obiectivul principal al acestei teze de doctorat este analiza și modelarea sistemelor FV în ceea ce privește

integrarea surselor FV la nivelul rețelelor electrice. În acest scop au fost analizate atât diferite posibilități de

modelare a celulelor și a modulelor FV, a convertoarelor pentru sistemele FV și a controlului acestora, cât și

comportamentul CEF la diferite condiții de insularizare și la diferite tipuri de scurtcircuite care se produc în rețea.

Sunt propuse, cercetate și verificate diferite posibilități de implementare de modele pentru module FV,

algoritmi MPPT (sisteme de urmărire a punctului de putere maximă), algoritmi anti-insularizare (AI) și modalități

de îmbunătățire a performanțelor CEF la evenimente de scurtcircuit din rețea.

Concret, potrivit necesității integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice, obiectivele specifice

ale acestei teze de doctorat sunt următoarele:

Cercetare bibliografică asupra domeniului și a surselor FV;

Modelarea celulelor și a matricelor FV;

Analiza influenței iradiației și temperaturii asupra performantelor matricelor FV (punctul de putere maximă);

Modelarea convertoarelor de putere a sistemelor FV și a controlului acestora (în special regulatoare MPPT);

Analiza comparată a metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță incrementală;

Analiza unor regimuri de funcționare a surselor FV în cazul integrării la nivelul rețelelor electrice;

Dezvoltarea unei noi metode AI eficiente pentru CEF.

1.3.3 Limitări ale tezei

Pe durata acestor cercetări au fost realizate doar studii de documentare, modelare și simulare a

surselor FV în detrimentul măsurătorilor pe teren și analizei datelor experimentale de comportare a

surselor FV în rețelele electrice, care pot constitui obiectul unor studii viitoare de confirmare a

rezultatelor obținute. De asemenea, simulările sunt efectuate în mediul Matlab®/ Simulink® utilizând

modele simplificate, care, în situații reale, influențate de condiții ale mediului înconjurător și de condiții

reale de funcționare ale CEF în sistemul electroenergetic (SEE), pot conduce la rezultate ușor diferite

față de cele obținute pe durata acestor studii și cercetări.

Limitările acestei teze de doctorat sunt după cum urmează:

Modelele folosite în simulări au fost dezvoltate pe baza celor elaborate de MathWorks®, Inc,

preluate din mediul Matlab/ Simulink, din conferințe online înregistrate sau schimb de fișiere;

1 Introducere


Deși analiza comparată a metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță incrementală

folosește rezultate obținute prin simulare în condiții diferite de temperatură și iradiație, nu există

un argument experimental privind superioritatea unei metode față de cealaltă;

Analiza de regim tranzitoriu a fost realizată doar pentru rețeaua electrică studiată;

Metoda de protecție AI realizată a fost testată față de celelalte tehnici doar din punct de vedere al

timpului de detectare al condițiilor de funcționare insularizată pentru CEF studiată;

Volumul mare de date rezultat în urma simulărilor conduce la un timp de calcul mare atât pentru

procesarea informațiilor, cât și pentru prelucrarea și interpretarea rezultatelor.

1.4 Contribuții principale

Contribuțiile principale sunt prezentate pe scurt în ordinea în care apar în teză.

Realizarea unui studiu documentar asupra domeniului și a surselor FV

În capitolele 1 și 2 se prezintă o analiză cuprinzătoare a surselor FV conectate la rețea cu accent pe

evoluția surselor FV pe plan mondial și în România, coduri de rețea pentru surse FV și modelare elemente

componente: celule și module FV, convertoare pentru FV și sisteme de control pentru sisteme FV.

Modelarea și simularea matricelor FV

În capitolul 3 se implementează un model pentru trasarea caracteristicilor curent-tensiune (I-V) și

putere-tensiune (P-V) ale modulelor FV care ia în considerare efectul iradiației și al temperaturii asupra

celulei solare, potrivit pentru evaluarea performantelor panourilor FV. De asemenea, s-a implementat

un simulator FV, prin modelarea matricelor FV utilizând date experimentale, care poate fi utilizat ca

sursă pentru orice sistem FV. Performanțele acestui simulator FV au fost evidențiate, din punct de

vedere al puterii generate cât mai aproape de realitate, față de cele ale unui model realizat prin abordări

fundamentale, iar printr-un studiu pe temperatură a fost determinată limitarea utilizării acestuia în

anumite circumstanțe.

Modelarea și implementarea de algoritmi MPPT

În același capitol, se prezintă câteva implementări de algoritmi MPPT, care permit testarea lor în

diferite condiții. Testele efectuate arată superioritatea algoritmului conductanță incrementală față de

algoritmul perturbă și observă atât la puterea extrasă din matricea FV și pasul de restabilire al puterii,

cât și la variația temperaturii. De asemenea, s-a stabilit același pas optim de modificare a factorului de

umplere pentru cele două tehnici MPPT în vederea extragerii puterii maxime dintr-un câmp de celule

FV. Tot în capitolul 3, s-a confirmat eficiența algoritmului conductanță incrementală la schimbarea

bruscă a iradiației.

Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice

În capitolul 4 se realizează o analiză detaliată a unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor

FV la nivelul rețelelor electrice prin determinarea comportamentului CEF la funcționare insularizată

neintenționată și la diferite scurtcircuite din rețeaua electrică.

Realizarea unui model de CEF cuplată la o rețea electrică

La începutul capitolului 4 se prezintă un model de CEF conectată la rețea. Acest model, preluat din

exemplele SimPowerSystems™, a fost adaptat și completat pentru analiza unor regimuri tranzitorii în

cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice. S-au modificat, în principal, parametrii

componentelor prin schimbarea frecvenței rețelei electrice, și, în general, a sistemului, la 50Hz. De

asemenea, s-au modificat și completat sistemele de control ale convertorului c.c.-c.c. ridicător de tensiune

1 Introducere


și ale invertorului sistemului FV (c.c.-c.a.) cu algoritmii MPPT implementați și cu scheme de protecție AI.

În puncte esențiale sistemului s-au adăugat blocuri adiționale de măsură și salvare a datelor rezultate.

Implementarea și evaluarea performanțelor unor scheme de protecție AI cu relee pentru CEF

În același capitol, se implementează în Simulink relee de protecție tradiționale care pot fi folosite pentru

detectarea insularizării CEF: relee clasice maximale/ minimale de tensiune/ curent și frecvență și releu ROCOF

și releu de decalaj de fază. S-a arătat că releele tradiționale au o performanță acceptabilă în ceea ce privește

timpul de detectare al insularizării CEF. De asemenea, este subliniat că dispozitivele de protecție AI trebuie

să facă distincție între insularizare și defecte din rețea, deconectând invertorul sistemului FV de la rețea

înainte de apariția insularizării ca urmare a deschiderii întreruptorului ca răspuns unui defect în aval, cu toate

că pentru minimizarea acestor efecte și pentru conformarea la standardele internaționale, releele AI trebuie

introduse în punctele în care insularizarea poate să apară.

Elaborarea unei metode de protecție AI pentru sistemele FV de producere a energiei electrice

În același capitol, a fost propusă o metodă pentru detectarea insularizării CEF cuplate la rețeaua

electrică prin intermediul convertoarelor cu două trepte ale sistemelor FV, realizată prin monitorizarea

tensiunii circuitului intermediar de c.c. al invertorului sistemului FV. Principalul avantaj al acestei metode este

simplitatea în realizare și timpul foarte scurt de detectare al condițiilor de funcționare insularizată, și, prin

urmare, creșterea performanțelor structurilor de protecție și control încorporate în convertoarele sistemelor FV.

Determinarea comportamentului CEF la diferite tipuri de scurtcircuite din rețeaua electrică

Comportamentul CEF în cazul producerii de defecte simetrice și nesimetrice de scurtcircuit în

rețeaua electrică este, de asemenea, prezentat în capitolul 4. Se arată că tipul de scurtcircuit are un

impact mai mare asupra performanțelor CEF decât distanța de producere a defectelor. De asemenea,

se observă că scurtcircuitele produse în rețea pot conduce la creșterea tensiunii circuitului intermediar

al invertorului sistemului FV și a curentului de diodă al matricei FV.

Propunerea unor măsuri de protecție a CEF în cazul scurtcircuitelor din rețeaua electrică

În același capitol, pentru CEF cuplate la rețea, se propune utilizarea în caz de defect, a unei protecții contra

supratensiunii continue a convertorului și a unei protecții antisupracurent fiabilă și eficientă în matricea FV.

1.5 Structura tezei de doctorat

Consumul de energie electrică și necesitatea producerii energiei electrice cu un impact cat mai mic

asupra mediului prin utilizarea SRE, în special surse FV, conduce la necesitatea integrării la nivelul rețelelor

electrice a sistemelor FV conectate la rețea. Activitatea de cercetare prezentată în această teză presupune

analiza și modelarea ansamblului format din sursele FV împreună cu rețeaua, care, pe durata unor regimuri

tranzitorii, implică anumite probleme specifice de comportament. Prin modelare și simulare poate fi

determinat comportamentul CEF pe durata regimurilor studiate, în scopul dezvoltării de noi tehnici și

metode de îmbunătățire a performanțelor CEF cuplate la rețea. Obiectivul major al cercetărilor realizate

în această teză de doctorat este integrarea surselor FV la nivelul rețelelor electrice în scopul îmbunătățirii

performantelor în funcționare și conformării la normele și solicitările standard ale rețelelor electrice.

Această teză de doctorat este structurată în cinci capitole, care sunt prezentate pe scurt în cele ce urmează.

Capitolul 1: Introducere, se concentrează asupra contextului actual al surselor FV și motivația

cercetărilor efectuate în această teză de doctorat. Mai mult decât atât, în acest capitol sunt enumerate

obiectivele, limitările și principalele contribuții ale acestei teze. Capitolul 1 se încheie cu structura tezei.

1 Introducere


Capitolul 2: Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme

fotovoltaice, prezintă o privire de ansamblu asupra surselor FV, cu accent pe solicitările codurilor de rețea

pentru surse FV, modelare celule solare și module FV, convertoare pentru sisteme FV, algoritmi și sisteme

de control pentru sisteme FV și controlul sistemelor FV pe durata defectelor în rețeaua electrică.

Capitolul 3: Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice,

prezintă câteva posibilități de modelare în mediul de lucru Matlab/ Simulink, a matricelor FV și, în

general, a sistemelor FV și a controlului convertoarelor sistemelor FV. De asemenea, în acest capitol

sunt realizate analiza influenței iradiației și a temperaturii asupra punctului de putere maximă al

matricelor FV, analiza comparativă a metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță incrementală

și testarea algoritmului MPPT conductanță incrementală la variația bruscă a iradiației.

O analiză detaliată a unor regimuri tranzitorii ale unei CEF în cazul unor condiții de insularizare și în

cazul scurtcircuitelor din rețeaua electrică este descrisă în Capitolul 4: Analiza unor regimuri tranzitorii

în cazul integrării surselor fotovoltaice la nivelul rețelelor electrice, arătând rezultatele obținute prin

simularea regimurilor analizate, concluzionând că releele tradiționale au performante acceptabile în

detectarea insularizării CEF, iar metoda anti-insularizare propusă de autor este atractivă și preferabilă

altor tehnici din punct de vedere al timpului scurt de detectare al insularizării, și că defectele simetrice

au un impact mai mare asupra funcționării CEF decât cele nesimetrice indiferent de distanța de

producere, fiind necesare unele măsuri de protecție.

Capitolul 5: Concluzii, sintetizează principalele rezultate și contribuții ale autorului, obținute pe baza

rezultatelor teoretice efectuate. Capitolul 5 se încheie cu o perspectivă de continuare a cercetărilor și

liniile directoare privind activitatea viitoare.

La finalul tezei de doctorat sunt prezentate referințele bibliografice și lista de lucrări publicate.

1.6 Publicații

Pe durata de realizare a prezentei teze au fost publicate ca autor principal, în domeniul tezei de

doctorat, un număr de 9 articole științifice (a se vedea Lista de lucrări publicate). Lucrările complete, care

descriu în detaliu metodele, simulările și rezultatele activității de cercetare prezentată în această teză, pot

fi descărcate de pe adresa internet: www.researchgate.net/profile/Ioan_Banu/publications sau

www.tuiasi.academia.edu/ivbanu/Papers. De asemenea, alte două lucrări au fost publicate în calitate

de coautor, în alte arii tematice. Astfel diseminarea rezultatelor obținute pe durata studiilor doctorale

a fost concretizată prin prezentarea unui număr de zece lucrări în cadrul unor conferințe internaționale

în calitate de autor și coautor.

2 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme FV


2 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control

pentru sisteme FV

Acest capitol tratează sistemele FV cuplate la rețeaua electrică concentrându-se pe sistemele de

control și principalele componente ale acestora. În prima parte a capitolului sunt prezentate condițiile

codurilor de rețea pentru racordarea sistemelor FV la rețelele electrice. În partea a doua sunt abordate

aspecte privind modelarea matricelor FV și a controlului convertoarelor sistemelor FV. De asemenea,

este prezentat controlul sistemelor FV în cazul defectelor în rețea.

2.1 Introducere

Tehnologia FV generează energie electrică de curent continuu (c.c.) măsurată în wați (W) sau

kilowați (kW) din semiconductori, atunci când aceștia sunt iluminați de fotoni [36].

Pentru realizarea celulelor și modulelor FV, elementele de baza a sistemelor FV [37], pot fi folosite

diferite materiale cu randament și preț de cost variabil [38]. Modulele FV din siliciu (Si) cristalin (c-Si)

sunt împărțite funcție de tipul structurii cristaline a siliciului folosit în: multicristalin (multi-Si) denumit

și policristalin, monocristalin (mono-Si) și amorf hidrogenat (a-Si). Modulele FV cu straturi subțiri, în

prezent în minoritate, dar cu o cotă de piață în expansiune, se împart în module a-Si, CdTe (pe bază de

telură de cadmiu, CdTe, sau cu material de bază sulfură de cadmiu, CdS [39]) și CIS (pe bază de cupru, indiu

și seleniu, CuInSe2). Restul tipurilor de module FV (organice, suprapuse sau în tandem, multijoncțiune,

concentratoare ș.a. [36, 37]) sunt încă prea imatur dezvoltate pentru a apărea divizate pe piață [36].

Sistemele FV sunt în general împărțite în două mari categorii [39]: sisteme conectate la rețea, care

sunt interfațate cu rețeaua electrică, și sisteme autonome, care se autocuprind [40, 41]. Sistemele FV

conectate la rețea funcționează în paralel cu rețelele electrice existente, permițând schimbul de energie

electrică cu și din rețea [37].

Solicitările codurilor de rețea pentru CEF au în vedere capabilitatea de trecere peste defect la

tensiune scăzută, injectarea de curent reactiv pe durata defectelor, protecția AI, reglajul puterii active

și reactive, funcționare continuă într-un anumit interval de tensiune și frecvență, participarea la acțiunile

de reglaj în rețea: reglajul primar de frecvență, reglajul de tensiune etc. Capabilitatea de trecere peste

defect devine tot mai importantă întrucât, în fiecare an, crește cantitatea de energie electrică furnizată

de sistemele FV de mare putere. În România condițiile tehnice de racordare la rețelele electrice pentru

CEF respectă standardele internaționale, fiind similare cu cele din alte țări europene, și îndeplinesc

condițiile de interconectare cu rețelele electrice din Europa.

2.3 Aspecte de modelare a celulelor și a matricelor fotovoltaice

Celulele FV sunt modelate folosind un anumit tip de circuit echivalent, bazat pe comportamentul

diodei, cu o caracteristică exponențială [51], care diferă în procedura de calcul, precizie și numărul de

parametri implicați în calculul caracteristicii I-V [37]. Cel mai utilizat model al celule solare este modelul

cu o singură diodă, însă mai sunt folosite și alte modele cu două diode sau cu trei diode [51, 55].



În figura 2.3 este prezentat modelul de circuit echivalent al celulei solare conform documentației

Simulink [55]. Blocul celulă solară este format dintr-o rezistență Rs conectată în serie cu o combinație în

paralel a unei surse de curent, două diode exponențiale, D1 și D2, și o rezistență paralel, Rp [55].

Figura 2.3. Circuitul echivalent cu 8 parametri al unei celule fotovoltaice

Curentul de ieșire I al celulei FV [55] este dat de (2.1):

𝐼 = 𝐼𝑝ℎ − 𝐼𝑠 ∙ (𝑒

𝑉+𝐼∙𝑅𝑠𝑁∙𝑉𝑡 − 1) − 𝐼𝑠2 ∙ (𝑒

𝑉+𝐼∙𝑅𝑠𝑁2∙𝑉𝑡 − 1) −

𝑉 + 𝐼 ∙ 𝑅𝑠𝑅𝑝

(2.1)

în care:

Iph este curentul de inducție solar: Iph=Iph0·(Ir/Ir0), unde Ir este iradiația (intensitatea luminii) care cade

pe celulă (W/m2), Iph0 este curentul solar generat măsurat pentru iradierea Ir0;

Is, Is2 sunt curenții inverși de saturație al primei diode și al diodei a doua;

Vt este tensiunea termică: Vt=kT/q, unde: k este constanta lui Boltzmann, T este temperatura de

funcționare a dispozitivului FV, q este sarcina elementară a electronului;

N, N2 sunt factorii de calitate (coeficienți de emisie) ai primei și ai diodei a doua;

Rs, Rp sunt rezistența serie și rezistența paralel a celulei solare;

V este tensiunea la bornele celulei FV.

Curentul solar-indus, Iph, curentul invers de saturație al primei diode, Is, și curentul invers de

saturație al diodei a doua, Is2, rezistența serie, Rs, și rezistența paralel, Rp, depind de temperatură.

Temperatura celulei FV este specificată prin valoarea parametrului temperatura fixată a circuitului (fixed

circuit temperature parameter), TFIXED [55].

Între curentul solar-indus, Iph, și temperatura celulei solare, T [40, 55, 56], are loc (2.2):

𝐼𝑝ℎ(𝑡) = 𝐼𝑝ℎ ∙ (1 + 𝑇𝐼𝑃𝐻1 ∙ (𝑇 − 𝑇𝑚𝑒𝑎𝑠)), (2.2)

în care: TIPH1 este primul coeficient de temperatură pentru Iph, iar Tmeas reprezintă parametrul

temperaturii măsurate a dispozitivului FV.

2.4 Convertoare de putere c.c.-c.c.

Pentru ca indiferent de condițiile mediului ambiant, modulele FV să producă puterea maximă, este

necesară conectarea acestora la sarcină printr-un convertor c.c.-c.c. combinat cu un sistem MPPT [37].

Configurațiile de bază ale convertoarelor c.c.-c.c. sunt convertorul coborâtor de tensiune și convertorul

ridicător de tensiune, celelalte convertoare fiind combinații ale acestor două tipuri de convertoare [57].



2.4.1 Controlul urmăririi punctului de putere maximă

2.4.1.1 Introducere în algoritmii de optimizare

Matricea FV poate furniza puterea maximă către sarcină la un punct de funcționare unic care se

numește punct de putere maximă (MPP - Maximum Power Point). Locul geometric al acestui punct are o

variație neliniară cu iradiația și temperatura celulei FV. Astfel, pentru ca matricea FV să funcționeze la MPP,

sistemul FV trebuie să conțină un regulator de urmărire a punctului de putere maximă (MPPT). Punctul

MPP se atinge când raportul dintre derivata puterii și derivata tensiunii generatorului FV (dPFV⁄dVFV) este

zero. Practic, pentru a atinge punctul MPP în funcționare, tensiunea generatorului FV, VFV, este reglată

astfel încât să crească atunci când panta dPFV⁄dVFV este pozitivă și să scadă atunci când aceasta este

negativă [37].

Un regulator care prevede extragerea continuă a punctului de putere maximă [37] este dat de (2.5).

𝑉𝑜𝑝𝑡 = 𝐾𝐺 ∙ ∫

𝑑𝑃𝐹𝑉𝑑𝑉𝐹𝑉

𝑑𝑡 ≈ 𝐾𝐺 ∙ ∫∆𝑃𝐹𝑉∆𝑉𝐹𝑉

𝑑𝑡 , (2.5)

unde: Vopt este tensiunea optimă la putere maximă, KG este o constantă de proporționalitate a câștigului

sau amplificării, dPFV și dVFV sunt variațiile de putere și tensiune între două puncte de funcționare.

Schema bloc de control MPPT ce conține și reglarea tensiunii VFV este prezentată în figura 2.7 [37].

VFV

KG P.I.+

-

Vopt Iopt PFV

VFV

Figura 2.7. Schemă de control MPPT și de reglaj al tensiunii VFV

Principiul de funcționare al unui sistem MPPT este de a plasa un convertor între sarcină

(consumator) și matricea FV, așa cum se arată în figura 2.8 [51, 65, 67, 68, 69], pentru a regla tensiunea

(sau curentul) de ieșire a matricei FV, astfel încât să fie extrasă puterea maximă disponibilă [70].

Figura 2.8. Schema bloc de conectare a unei matrici fotovoltaice la consumator

Cele mai frecvente metode MPPT sunt perturbă și observă (P&O), conductanță incrementală

(IncCond) și tensiune constantă [71]. Metodele P&O și conductanță incrementală sunt bazate pe aceeași

tehnologie (figura 2.9) [69, 73, 74], reglând tensiunea matricei FV pentru a urmări punctul optim stabilit,

care reprezintă tensiunea la punctul de funcționare optim (MPP) [63], prin deplasarea punctului curent

de funcționare al matricei FV pe caracteristica P-V a matricei FV la stânga de MPP pentru dP⁄dv>0, la

dreapta pentru dP⁄dv<0 și în MPP pentru dP⁄dv=0 [71].



Figura 2.9. Semnul derivatei dP⁄dV pe caracteristica P-V a unei matrici fotovoltaice

2.4.1.2 Algoritmul perturbă și observă

Algoritmii perturbă și observă (P&O) sunt utilizați pe scară largă pentru regulatoarele MPPT ale

sistemelor FV datorită structurii lor simple și a numărului redus de parametri măsurați necesari [77]. În

figura 2.10 [77] este dată diagrama algoritmului P&O. Algoritmul P&O se bazează pe observarea puterii

de ieșire a matricei FV și perturbarea acesteia prin modificarea tensiunii sau a curentului de funcționare

a matricei FV. Algoritmul incrementează sau decrementează încontinuu tensiunea sau curentul de

referință pe baza valorii precedente a puterii până când se ajunge la MPP [64, 77].

Figura 2.10. Diagrama algoritmului perturbă și observă

După cum se observă din figura 2.9, care prezintă semnul derivatei dP/dV la diferite poziții pe curba

caracteristicii P-V a unei matrici FV, dacă tensiunea de funcționare a matricei FV este perturbată într-o

direcție dată și dP/dV>0, este cunoscut faptul că perturbarea deplasează punctul de funcționare al matricei

FV spre punctul MPP. Algoritmul P&O va continua să perturbe tensiunea matricei FV în aceeași direcție.

Dacă dP/dV<0, atunci schimbarea punctului de funcționare deplasează punctul de funcționare al matricei

FV departe de punctul MPP, iar algoritmul P&O inversează direcția de perturbare [78, 79]. În starea de

echilibru, punctul de funcționare oscilează în jurul punctului MPP, cauzând pierderi de energie [37].

2.4.1.3 Algoritmul conductanță incrementală

Metoda conductanță incrementală se axează în mod direct pe variațiile de putere. Curentul și

tensiunea de ieșire a panoului FV sunt utilizate pentru a calcula conductanța și conductanța

incrementală [37]. Raportul dintre derivata puterii și derivata tensiunii este prezentată în (2.6) [51, 80]:



𝑑𝑃

𝑑𝑉=𝑑(𝑉𝐼)

𝑑𝑉= 𝐼

𝑑𝑉

𝑑𝑉+ 𝑉

𝑑𝐼

𝑑𝑉= 𝐼 + 𝑉

𝑑𝐼

𝑑𝑉 . (2.6)

Punctul de putere maximă (MPP) va fi găsit atunci când [51, 80]:

𝑑𝑃

𝑑𝑉= 0 ⇒ 𝐼 + 𝑉

𝑑𝐼

𝑑𝑉= 0 ⇒ −

𝐼

𝑉=𝑑𝐼

𝑑𝑉 , (2.7)

unde: I/V reprezintă conductanța instantanee, iar dI/dV este conductanța incrementală (schimbarea

instantanee în conductanță). Compararea acestor două cantități ne arată de care parte a punctului MPP

funcționează matricea FV în prezent [51].

Din analiza derivatelor prezentate în (2.8), se poate determina dacă matricea FV funcționează la

punctul MPP sau departe de acesta, așa cum se arată în figura 2.9 [80, 73].

𝑑𝑃/𝑑𝑉 > 0 𝑝𝑒𝑛𝑡𝑟𝑢 𝑉 < 𝑉𝑚𝑝𝑝𝑑𝑃/𝑑𝑉 = 0 𝑝𝑒𝑛𝑡𝑟𝑢 𝑉 = 𝑉𝑚𝑝𝑝𝑑𝑃/𝑑𝑉 < 0 𝑝𝑒𝑛𝑡𝑟𝑢 𝑉 > 𝑉𝑚𝑝𝑝

(2.8)

Principiul de funcționare al algoritmului conductanță incrementală [51, 74, 78, 80, 81] este descris

în diagrama din figura 2.11 [69]. Metoda conductanță incrementală este simplă, ușor de implementat

și are o eficiență de urmărire foarte ridicată. În cazul unor condiții ideale, acesta este capabilă să

stabilească dacă punctul curent de funcționare este la MPP sau nu, dar în măsurători, punctul de

funcționare ar putea oscila în jurul valorii MPP [37].

Figura 2.11. Diagrama algoritmului conductanță incrementală

2.5 Invertoare pentru sisteme fotovoltaice

Cele mai utilizate topologii de invertoare pentru sisteme FV sunt cele fără separare galvanică, în

semipunte sau NPC. Acestea au structuri de control foarte diferite, cu funcții specifice: MPPT, AI și

monitorizare; funcții de bază ale invertoarelor cuplate la rețea: controlul curentului rețelei, controlul

tensiunii continue, capabilitatea de trecere peste defect la tensiune scăzută, sincronizare cu rețeaua; și

funcții auxiliare: reglaj în tensiune/ frecvență, compensare armonici și putere reactivă sau capabilitatea de

trecere peste defect [42].



Insularizarea sistemelor FV are loc atunci când invertorul sistemului FV nu este deconectat imediat

ce rețeaua este decuplată, și continuă să funcționeze cu sarcină locală [42, 110]. Insularizarea trebuie

să fie detectată rapid iar invertorul sistemului FV trebuie să deconecteze imediat de la rețea [42].

Metodele pasive AI se bazează pe monitorizarea parametrilor rețelei electrice care se modifică de obicei

în timpul insularizării (amplitudine, frecvență, fază sau armonicile tensiunii) [42. 117]. Metodele active

sunt bazate pe mici perturbații în punctul comun de cuplare (PCC) care produc modificarea parametrilor

SEE (frecvență, fază, armonici, putere activă și reactivă P, Q), care pot fi detectați prin metode AI pasive

[42, 118].

Dezvoltarea de protecții AI sigure în funcționare și precise este foarte importantă pentru

încurajarea integrării pe scară medie a resurselor distribuite de energie (RDE) în rețelele electrice și

pentru evitarea declanșării inutile a RDE [110]. Proiectarea invertoarelor pentru sistemele FV este

influențată de solicitările codurilor de rețea, inclusiv protecția AI, care este foarte provocatoare din

punct de vedere tehnic [42]. Noi soluții de detectare a insularizării sunt necesare din cauza limitărilor

metodelor existente care pot constitui în cele din urmă o barieră pentru integrarea ulterioară a RDE în

rețelele electrice [110].

Protecția ROCOF (rate of change of frequency – rata de schimbare a frecventei), este o metodă

pasivă de protecție AI bazată pe monitorizarea locală a formei de undă a tensiunii generatorului [110].

Releele de protecție standard protejează echipamentele consumatorilor și servesc ca metode AI pasive

incluse în structura invertorului sistemului FV, fiind opțiuni cu preț redus pentru detectarea insularizării

(nu sunt numaidecât relee fizice efective, ci pot fi proceduri implementate software în invertor) [109].

În acest moment, metodele AI active nu sunt utilizate pe scară largă din cauza problemelor legate de

calitatea energiei electrice [110].

2.6 Controlul sistemelor fotovoltaice în cazul defectelor în rețea

Penetrarea pe scară largă a sistemelor FV monofazate în rețelele electrice poate conduce pe durata

defectelor din rețea la deconectarea de la rețeaua electrică datorită protecției AI și poate contribui la

fluctuații de tensiune, întreruperi în alimentare și chiar la instabilitatea SEE [43, 44, 131]. Metodele de

monitorizare a condițiilor din rețeaua electrică (detectarea defectelor) pentru sistemele FV monofazate

sunt: rădăcină medie pătrată (RMS), valoare de vârf (tehnici de detectare a golurilor de tensiune bazate

pe generatoare de semnale ortogonale, OSG – orthogonal signals generator), tehnica absenței tensiunii

și transformata wavelet [38]. Serviciile auxiliare ale sistemelor FV sunt: capabilitatea de trecere peste

defect cu nivel minim de tensiune sau la tensiune scăzută pentru sisteme FV de joasă tensiune (JT) și

furnizarea de putere reactivă pentru stabilitatea rețelei electrice [38]. Strategiile de control pentru

injectarea de putere reactivă a sistemelor FV monofazate în cazul defectelor din rețeaua electrică sunt:

curent de vârf constant, curent activ constant și putere activă medie constantă [38].

De asemenea, pe durata defectelor dezechilibrate din rețea, sistemele FV trifazate au oscilații ale

puterii active sau reactive reglate, ceea ce conduce la creșterea complexității sistemelor de control cu

strategii specifice de reglare a curenților dezechilibrați injectați în rețea. Strategiile de control care

gestionează defectele din rețea pentru sistemele FV trifazate sunt: factor de putere unitar, secvență

pozitivă, putere activă constantă și putere reactivă constantă. Valoarea puterii reactive injectate în rețea

este stabilită funcție de solicitările codurilor de rețea impuse de operatorii de rețea [38].

3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice


3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice

fotovoltaice

Acest capitol prezintă aspecte privind implementarea și analiza în mediul de lucru Matlab/ Simulink

a principalelor componente și a algoritmilor de control pentru sistemele FV. Modelele implementate

includ câteva aplicații Matlab pentru studiul efectului temperaturii și a iradiației asupra performanțelor

matricelor FV, un model de matrice FV ce utilizează date experimentale și algoritmi MPPT.

3.1 Introducere

Provocările aferente dezvoltării și punerii în aplicare a sistemelor FV necesită instrumente de

simulare capabile să modeleze și să analizeze performanțele și comportamentul sistemelor FV și a

componentelor acestora. Aceste instrumente ar trebui să permită, de asemenea, modelarea

algoritmilor de control asociați, în scopul de a evalua performanța întregului sistem [5]. Simulatoarele

FV sunt folosite pentru evaluarea componentelor sistemelor FV în scopul de a evita procesul costisitor

și consumator de resurse temporale al testării pe teren [12, 67]. Obiectivele cele mai relevante ale

energiei produse din surse FV sunt reducerea costurilor panourilor FV și a convertoarelor de putere

pentru sisteme FV și creșterea semnificativă a eficienței amândurora cât și a fiabilității acestora din

urmă. Aceste obiective conduc la cercetarea pe mai multe direcții: algoritmi pentru extragerea puterii

maxime (MPPT), algoritmi AI avansați pentru niveluri ridicate de siguranță, eficiență ridicată a

convertorului sistemului FV (randament de peste 98% pentru configurațiile fără separare galvanică)

[71]. Designul specific al convertoarelor sistemelor FV se pretează în scopul menținerii unei eficiențe

acceptabile chiar și pe durata perioadelor frecvente în care puterea primită este mică, iar modelarea mai

sofisticată este necesară pentru evaluarea influenței convertoarelor sistemelor FV asupra performantelor

sistemelor FV. Proiectarea sistemelor FV trebuie, de asemenea, să țină seama de comportamentul rețelei

electrice, iar odată cu creșterea ponderii RDE acesta trebuie să devină mai interactiv [37].

3.2 Proiectare bazată pe model pentru sisteme fotovoltaice

Pentru a proiecta în mod eficient un sistem de control integrat al unui sistem FV și a prezice cu

acuratețe performanța acestuia, proiectanții trebuie să înțeleagă comportamentul întregului sistem FV

în care sistemul de control este integrat [129]. Matlab și Simulink este un mediu de bază pentru

proiectarea bazată pe model (Model-Based Design) pentru realizarea de modele matematice precise

ale comportamentului sistemului fizic, așa cum este o CEF [129].

Conceptul de proiectare bazată pe model funcționează pe ideea de a avea un mediu unic în care

se pot construi sisteme din domenii multiple, de exemplu, în cazul sistemelor FV, acestea includ sisteme

din domeniul electric, așa cum este controlul MPPT, și sisteme din domeniul mecanic, așa cum este

controlul urmăririi poziției soarelui. În plus, cerințele și specificațiile pot face referință la modele. După

realizarea proiectării, sistemul FV poate fi testat la cerințele și specificațiile acestuia. În cele din urmă,

după testarea regulatorului prin simulare, se poate genera cod sursă direct de la controler și se poate

testa, fie chiar cu prototipul realizat, fie cu implementări hardware-in-the-Loop (HIL) sau simulări în timp

real (real-time simulation). Folosind testele HIL se reduc nevoile prototipurilor fizice costisitoare [51].



Procesul de proiectare bazată pe model presupune [51]:

Economisire de timp prin dezvoltarea prototipului într-un singur mediu de simulare;

Realizarea de proiecte mai bune prin compararea continuă a proiectării și a specificațiilor (caiet de sarcini);

Preț de cost scăzut prin utilizarea testelor HIL (hardware-in-the-Loop) și mai puține prototipuri realizate fizic.

Proiectarea bazată pe model (Model-Based Design) în Matlab/ Simulink este un mod rentabil și

eficient de dezvoltare de sisteme complexe integrate în industrie, care permite proiectarea și simularea

sistemului la nivel de componente, generarea automată a codului și testarea și verificarea continuă [5].

3.3 Implementare de modele în Matlab/ Simulink pentru studiul surselor FV. Rezultate

3.3.2 Matrice fotovoltaică – punctul de putere maximă

În figura 3.4 este prezentat modelul unei matrici FV conectată la o rezistență variabilă [51, 81, 144].

Atunci când rezistența la care este conectat panoul FV variază (crește liniar), tensiunea și curentul

generat de matricea FV variază funcție de relația dintre tensiune și timp care dă curba de putere P-V a

matricei FV. Matricea FV este realizată din 36 de celule solare din biblioteca SimElectronics conectate

în serie, așa cum se prezintă în figura 3.5 [51, 69, 81, 144]. Utilizând acest nivel înalt de implementare

este creat un circuit simplu echivalent al matricei FV, care are parametri mult mai complecși, incluzând

efectul temperaturii în celula FV, care este foarte important pentru comportamentul sistemului FV [51].

Figura 3.4. Modelul Simulink al unei matrici fotovoltaice realizată cu celule solare din biblioteca Simscape

Figura 3.5. Structura matricei fotovoltaice (6 șiruri a câte 6 celule, toate conectate în serie)



Acest model de matrice FV este simulat, conectat la o sarcină rezistivă variabilă, pentru trasarea

curbelor caracteristice I-V și P-V ale matricei FV și, de asemenea, pentru obținerea datelor de testare a

curbelor I-V ce sunt utilizate pentru a crea o sursă pentru un simulator FV prin generarea unei suprafețe

tridimensionale pentru aceste date experimentale de testare.

3.3.2.1 Aplicație Matlab pentru studiul efectului iradiației și al temperaturii asupra matricei FV.

Rezultate

Codul aplicației Matlab pentru studiul efectului iradiației și al temperaturii unei matrici FV este

preluat din [51], iar rezultatele obținute sunt prezentate în figura 3.6.

Figura 3.6. Caracteristici I-V și P-V pentru un panou fotovoltaic

Aceste caracteristici sunt trasate la diferite nivele ale iradiației și temperaturii. Curba I-V reprezintă

comportamentul standard al celulei FV și al matricei FV. În punctul de inflexiune al acestei caracteristice

se află punctul de putere maximă (MPP). Acest punct este foarte critic pentru acest tip de sistem pentru

extragerea puterii maxime din matricea FV. Rezultă astfel ca obiectiv principal încercarea funcționării în

jurul acestui punct de maxim, în scopul de a face celulele FV să lucreze la eficiență maximă [51].

3.3.3 Modelare panouri fotovoltaice utilizând date experimentale

Modelul propus este bazat pe curbele caracteristice I-V ale matricei FV. Acest model este utilizat

pentru generarea unei suprafețe tridimensionale pentru datele experimentale de testare I-V ale

matricei FV, suprafață ce reprezintă sursa unui simulator FV.

Dacă sunt disponibile datele experimentale sau de test și modelul matematic al matricei FV, Matlab

și Simulink, prin intermediul aplicației Curve Fitting, permite pentru aceste date de testare, realizarea

de interpolare polinomială sau implementarea unei ecuații particularizate de formă exponențială, în



scopul de a realiza o reprezentare matematică a suprafeței tridimensionale I-V a matricei FV și de a crea

un nou bloc Simulink care să reprezinte direct modelul matricei FV [51]. Acest principiu este prezentat

în figura 3.7 [12, 51, 81]. Codul aplicației Matlab pentru realizarea modelului matricei FV utilizând date

experimentale (sau de încercare) este preluat, de asemenea, din [51].

Figura 3.7. Modelare matrici fotovoltaice utilizând datele echipamentelor de testare

3.3.3.2 Studiu pe temperatură asupra modelării matricelor fotovoltaice utilizând date experimentale

Având în vedere că suprafața tridimensională I-V a matricei FV se modifică în concordanță cu

iradiația, sunt create mai multe surse pentru simulatorul FV la diferite temperaturi. Seturile de date ale

curbelor I-V ale matricei FV utilizate în acest studiu în aplicația Curve Fitting sunt obținute prin simularea

în Matlab/ Simulink a matricei FV din figura 3.4, formată din 36 de celule solare din biblioteca Simscape

(figura 3.5), pentru cinci nivele ale iradiației și diferite temperaturi. Pentru a genera suprafețele

tridimensionale I-V ale matricei FV pentru aceste date experimentale sau de test a fost utilizată ecuația

particularizată (3.1) [51], care în acest caz este foarte apropiată de cea realizată deoarece este

cunoscută forma curbelor I-V (ecuație exponențială plus un termen constant) [51]. În relația (3.1), x și y

sunt variabilele de pe axa x și y (figura 3.13) iar a, b, m, c și d sunt coeficienți [51]. Rezolvând problema

de optimizare folosind acest algoritmul regresiv este generată suprafață V-I, coeficienții (cu interval de

încredere de 95%) prezentați în (3.2), care îmi creează această reprezentare, și informațiile statistice

privind gradul de potrivire sau concordanță (goodness of fit) prezentat în (3.3) [51, 145]. În relația (3.3),

SSE reprezintă suma pătratelor erorilor (sum of square of errors), care este foarte apropiată de zero , R-

square este gradul de determinație, adjusted R-square este gradul de determinație ajustat (R-square

împărțit la gradele de libertate corespunzătoare) iar RMSE este eroarea rădăcinii medie pătrate sau

eroarea medie pătrată (root-mean-square errror), care este, de asemenea, foarte apropiată de zero.

𝑓(𝑥, 𝑦) = a ∙ y − b ∙ exp((m ∙ x) − 1) − (x + c)/d (3.1)

𝑆𝑆𝐸: 0,00403𝑅 − 𝑠𝑞𝑢𝑎𝑟𝑒: 1

𝐴𝑑𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒𝑑 𝑅 − 𝑠𝑞𝑢𝑎𝑟𝑒: 1𝑅𝑀𝑆𝐸: 0,002509

(3.3)

𝑎 = 0,007345 (0,007344, 0,007345)𝑏 = 3,272𝑒 − 06 (3,254𝑒 − 06, 3,291𝑒 − 06)

𝑐 = 0,4526 (−0,9534, 1,859)𝑑 = 1820 (1652, 1987)

𝑚 = 0,7233 (0,723, 0,7236)

(3.2)



Suprafețele tridimensionale I-V sunt generate în aplicația Curve Fitting pentru o matrice FV ce

funcționează la temperaturile de 70°C, 25°C, -15,9°C și -25°C [145]. Suprafețele ajustate ale matricei FV

pentru temperatura de -15,9°C și -25°C sunt prezentate în figura 3.13 [145].

Figura 3.13. Suprafețele ajustate ale panoului fotovoltaic pentru -15,9°C și -25°C utilizând ecuația particularizată

Este de remarcat că, pentru implementarea sursei matricei FV utilizând în aplicația Curve Fitting

ecuația particularizată (3.1), la temperaturi mai mici de -16°C, suprafața I-V este greșit realizată. Dacă în

loc de această ecuație particularizată a curentului FV generat se folosește, de exemplu, interpolare

cubică, suprafața I-V a sursei matricei FV ce funcționează la temperaturi mai mici de -16°C este trasată

corect, după cum se poate observa în figura 3.14, în care este dată suprafața I-V a sursei matricei FV ce

funcționează la temperatura de -25°C pentru aceleași date ca în cazul ecuației particularizate [145].

Figura 3.14. Suprafața ajustată a panoului fotovoltaic pentru temperatura de -25°C utilizând interpolare cubică

Pentru implementarea sursei matricei FV la temperaturi mai mici de -16°C utilizând setul de

instrumente Curve Fitting Toobox și ecuația particularizată (3.1), nu se va obține forma corectă a

suprafeței I-V pentru sursa matricei FV, implicând obținerea de date complet eronate la ieșirea matricei

FV față de cazul în care s-ar utiliza interpolare cubică. Aceasta implică ca atunci când se dorește

modelarea matricelor FV utilizând date experimentale sau de testare la temperaturi mai mici de -16°C

să se utilizeze un alt algoritm sau model de ecuație particularizată a curentului FV generat [145].



3.3.3.3 Studiu privind compararea modelului de panou fotovoltaic utilizând date experimentale cu cel

realizat folosind principii de bază Simulink

În acest studiu, nu se urmărește suprafața tridimensională a curbelor caracteristice I-V ale matricei FV,

ci puterea obținută la ieșirea sistemului FV. Modelul din figura 3.15 reprezintă un subsistem variabil al

unui panou FV, care permite alegerea între două modele cu 5 parametri ale sursei unui modul FV:

utilizând date experimentale de test (figura 3.16) [51, 146] și folosind abordări fundamentale ale

primelor principii Simulink (figura 3.17) [51], conectate la o sarcină pur rezistivă printr-un convertor c.c.-

c.c. coborâtor de tensiune cu regulator MPPT implementat cu algoritmul conductanță incrementală ca

în [51, 147]. Aceste două modele de panouri FV au aceiași parametri electrici.

Figura 3.15. Modelul Simulink al sistemului fotovoltaic

Figura 3.16. Diagrama bloc Simulink a matricei FV și suprafața experimentală I-V-G corespunzătoare

Figura 3.17. Modelul sursei matricei fotovoltaice folosind principii de bază Simulink



În figura 3.18 este dată puterea de ieșire a panoului FV pentru un nivel al iradiației (G) de 1000W/m2

și temperatura de 25°C în cazul sursei matricei FV cu suprafața I-V și în cazul sursei matricei FV realizată

folosind principii de bază Simulink (Se urmărește puterea de ieșire a sistemului FV, și nu curbele

caracteristice I-V ale matricei FV, pentru a stabili care dintre cele două modele de panouri FV este mai

potrivit ca sursă pentru un sistem FV). După cum se poate observa din această figură, în cazul modelului

matricei FV utilizând date experimentale (figura 3.16) puterea obținută la ieșirea matricei FV este

semnificativ mai mare, iar curba de putere are oscilații mai mici față de cazul în care este utilizat modelul

matricei FV realizat folosind abordări fundamentale ale primelor principii Simulink (figura 3.17),

confirmând alegerea modelului matricei FV utilizând date experimentale de test. variațiile puterii (figura

3.18), sunt provocate de algoritmul conductanță incrementală al regulatorului MPPT [12].

Figura 3.18. Puterea de ieșire din modelul sursei matricei fotovoltaice utilizând suprafața experimentală I-V-G și

din modelul cu 5 parametri ai sursei matricei fotovoltaice folosind principii de bază Simulink

În urma rezultatelor obținute prin studiul modelării matricelor FV s-a determinat modelul optim cu

5 parametri al unui modul FV, cu un comportament și curbe caracteristice I-V cât mai apropiate de

realitate. O posibilă aplicabilitate a acestor rezultate este realizarea unui simulator FV în Matlab/

Simulink, cu un anumit model de matrice FV ca sursă, ce poate fi implementat cu diferite tipuri de circuit,

de exemplu, în acest caz, un model cu 5 parametri. Acest simulator FV poate fi folosit pentru simularea

funcționării sistemelor FV în diferite condiții (iradiație, temperatură, curbe de sarcină etc.).

3.3.5 Implementare de algoritmi MPPT în Matlab/ Simulink

Implementarea algoritmului MPPT perturbă și observă [51] în Stateflow® (care extinde mediul

Simulink) este prezentată în figura 3.22 [147].

În figura 3.24 este dată diagrama Stateflow a algoritmului conductanță incrementală [51].

3.3.6 Panou fotovoltaic – convertor c.c.-c.c. coborâtor de tensiune – MPPT

Modelul Simulink al sistemului FV din figura 3.26 este format dintr-o matrice FV conectată la o

sarcină rezistivă prin intermediul unui convertor c.c.-c.c. coborâtor de tensiune comandat prin

regulatorul MPPT realizat cu un subsistem variabil ce permite alegerea uneia din cele două metode

MPPT: P&O și conductanță incrementală. Controlul iradiației este realizat, de asemenea, printr-un

subsistem variabil [147].



Figura 3.22. Implementare Stateflow pentru algoritmul perturbă și observă

Figura 3.24. Diagrama Stateflow a algoritmului conductanță incrementală

3.3.6.1 Studiu comparativ al metodelor MPPT perturbă și observă și conductanță incrementală

Acest studiu își propune să implementeze în MATLAB/ Simulink algoritmii MPPT P&O și

conductanță incrementală, publicați în literatura de specialitate. Această analiză comparativă este

concepută pentru a determina care din aceste două metode este mai potrivită pentru controlul MPPT

în scopul stabilirii unui algoritm optim dacă se dorește realizarea analizei dependenței puterii generate

de sistemele FV funcție de iradiație și de temperatură, luând în considerare modificarea factorului de

umplere al convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune [147]. Pentru această analiză comparată a fost

simulat sistemul FV din figura 3.26 cu amândoi algoritmii P&O și conductanță incrementală la diferite

valori ale iradiației și ale temperaturii iar în final sunt prezentate câteva rezultate ale simulărilor

efectuate [147].



Figura 3.26. Modelul Simulink al sistemului fotovoltaic pentru analiza comparativă a algoritmilor MPPT

În cazul modificării factorului de umplere al convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune

deltaD=8ms (figura 3.29), pasul de restabilire a puterii este mai mare decât pentru deltaD=5ms, dar

rezultatele obținute în urma simulărilor pentru acest caz sunt cele mai bune din toate cele 3 cazuri de

modificare bruscă a iradiației [147]. Iradiația trece brusc prin următoarele trepte: 800W/m², 600W/m²,

1000W/m², 800W/m² și 600W/m² la temperatura de 25°C.

Figura 3.29. Rezultatele simulării algoritmilor P&O și conductanță incrementală pentru o variație în trepte a iradiației și deltaD=8ms

În figura 3.31 sunt prezentate rezultatele simulării pentru ambele metode MPPT P&O și

conductanță incrementală la o valoare optimă a pasului de modificare a factorului de umplere al

convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune deltaD=8ms determinată anterior, pentru o iradiație de

800W/m² și o temperatură a matricei FV de 25°C și 70°C. Metoda conductanță incrementală este

superioară metodei perturbă și la modificarea temperaturii [147].

Având în vedere raportul optim dintre timpul de simulare, pasul de schimbare al răspunsului

convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune și puterea maximă obținută, cele mai bune rezultate sunt

obținute pentru ambele metode MPPT P&O și conductanță incrementală la o valoare a pasului de

modificare a factorului de umplere al convertorului deltaD=8ms. Algoritmul conductanță incrementală



este superior algoritmului P&O atât la puterea obținută cât și la pasul de restabilire a puterii și la variația

temperaturii [147].

Legendă: Ieșirea matricei FV; Ieșirea convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune

Figura 3.31. Rezultatele simulării algoritmilor P&O și conductanță incrementală pentru o valoare a iradiației de 800W/m² la temperatura de 25°C și 70°C

3.3.6.2 Testarea algoritmului MPPT conductanță incrementală la schimbarea bruscă a iradiației

Sistemul FV cu regulator MPPT (figura 3.26) a fost simulat folosind algoritmul conductanță

incrementală, iar apoi a fost rulată simularea fără control MPPT în aceleași condiții ale iradiației

(800W/m², 1000W/m², 1200W/m², 600W/m² și 400W/m²). În figura 3.32 sunt prezentate rezultatele

simulării sistemului FV cu regulator MPPT și fără control MPPT (matricea FV este conectată direct la sarcină prin

circuitul de cuplaj capacitiv de 100μF). Randamentul total al sistemului FV cu regulator MPPT realizat prin

algoritmul conductanță incrementală este de 0,93 [69].

Figura 3.32. Rezultatele simulării sistemului fotovoltaic cu control MPPT și fără control MPPT

Pentru analiza răspunsului puterii la schimbarea bruscă a iradiației, simularea a fost realizată pentru

două valori ale (deltaD) modificării pasului de incrementare sau decrementare a factorului de umplere



D al convertorului, utilizat de algoritmul MPPT conductanță incrementală, și anume: 0,003 și 0,008

eșantioane. Răspunsul regulatorului MPPT pentru patru cazuri de modificare rapidă a iradiației este

prezentat în figura 3.33. Pentru o valoare de modificare a factorului de umplere al convertorului (deltaD)

de 0,003 eșantioane, pasul de restabilire a puterii la valoarea maximă a acesteia pentru o creștere

bruscă a iradiației de 200W/m2 (de la 800W/m2 la 1000W/m2) este de 0,004 eșantioane, iar pentru o

scădere a iradiației de la 1200W/m2 la 600W/m2 răspunsul convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune

este de 0,008 eșantioane. Pentru o valoare de modificare a factorului de umplere de 0,008 eșantioane,

în aceleași condiții de modificare rapidă a iradiației menționate anterior, răspunsul în putere a l

convertorului este de 0,002 și, respectiv, 0,004 eșantioane [69].

Legendă: Ieșirea matricei FV; Ieșirea convertorului c.c.-c.c. coborâtor de tensiune

a) b) Figura 3.33. Pasul de schimbare a răspunsului în putere pentru două cazuri de modificare a factorului de umplere

deltaD: a) 0,003 eșantioane, b) 0,008 eșantioane

Se constată că, pentru un pas de 0,008 de incrementare/ decrementare a factorului de umplere

deltaD, răspunsul în putere al convertorului este mai rapid decât în cazul unui pas de 0,003. Rezultatele

simulării confirmă eficiența metodei conductanță incrementală la schimbarea bruscă a iradiației [69].

4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice


4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul

rețelelor electrice

În acest capitol este realizată o analiză cuprinzătoare a unor regimuri tranzitorii ale CEF în cazul

unor condiții de insularizare ale CEF, privind timpul de detectare și implementarea unei noi metode de

prevenire anti-insularizare, și în cazul defectelor simetrice și nesimetrice din rețeaua electrică. Pentru

realizarea analizei unor regimuri tranzitorii în cazul integrării CEF la nivelul rețelelor electrice s-au

efectuat mai multe simulări în mediul de lucru MATLAB/ Simulink. Obiectivele generale ale acestei analize

sunt detectarea și prevenirea funcționării insularizate a CEF și determinarea comportamentului CEF la

diferite tipuri de defecte care se produc în rețeaua electrică.

4.1 Realizarea modelului Simulink al centralei electrice fotovoltaice cuplată la rețea

4.1.1 Descrierea centralei electrice fotovoltaice utilizate

Modelul detaliat al CEF utilizat în aceste studii este prezentat în figura 4.1. Acest model este realizat

în Simulink având la bază modelul prezentat în [151]. Acest model detaliat reprezintă o matrice de

panouri FV, cu puterea maximă de 100kW, conectată la o rețea electrică de medie tensiune (MT) de

20kV prin intermediul unui convertor c.c.-c.c. ridicător de tensiune și a unui convertor trifazat sursă de

tensiune (VSC) cu trei nivele cu NPC. Regulatorul MPPT este implementat în convertorul c.c.-c.c.

ridicător de tensiune ca în [147], folosind algoritmul conductanță incrementală [153].

Figura 4.1. Modelul Simulink detaliat al centralei electrice fotovoltaice de 100kW cuplată la rețeaua electrică

Modelul CEF cuplată la rețeaua electrică [153] este format din: o matrice FV care furnizează o

putere maximă de 100kW pentru un nivel al iradiației de 1000W/m2 și temperatura de 25°C; un

convertor c.c.-c.c. ridicător de tensiune cu frecvența de modulație de 5kHz care crește nivelul de

tensiune de la 273Vcc (tensiunea naturală FV la putere maximă) la 500Vcc; un regulator MPPT, realizat

cu un subsistem variabil, care variază și optimizează automat factorul de umplere al convertorului c.c.-

c.c. ridicător de tensiune în scopul generării tensiunii necesare pentru extragerea puterii maxime,

utilizând implementarea Stateflow a algoritmilor P&O și conductanță incrementală detaliați în [12, 147];

un convertor trifazat sursă de tensiune (VSC) cu trei nivele cu NPC (blocurile de culoare albastră din

figura 4.1), cu frecvența de modulație de 2kHz, care convertește tensiunea continuă de 500V în tensiune

alternativă de 260V păstrând factorul de putere unitar; un filtru LC pentru eliminarea armonicilor



produse de invertor, care conține un inductor L de 250µH și o baterie de condensatoare C de 10kVAr;

un transformator trifazat 260V/20kV de 100kVA; și o rețea electrică de utilitate publică (cablu

alimentator de distribuție de MT de 20kV și un sistem de transport echivalent de 110kV). Modelul

Simulink al rețelei electrice este dat în figura 4.2 [151]. Frecvența sistemului/ rețelei este de 50Hz.

Transformatorul 110kV/20kV de alimentare a rețelei de distribuție are grupa de conexiuni Yd-1. Neutrul

rețelei electrice este creat cu un transformator de neutru artificial, cu înfășurarea de pe partea de MT

conectată în zig-zag (Z). Punctul neutru al rețelei este tratat prin rezistență (R=3,3Ω).

Figura 4.2. Modelul Simulink al rețelei electrice de 20kV

Modelul matricei FV [153] este format din 330 de panouri SunPower (66 de șiruri conectate în

paralel formate din câte 5 module conectate în serie). Intrările matricei FV sunt iradiația (W/m2) și

temperatura celulei FV (°C). La 25°C, matricea FV furnizează o putere maximă de 100,7kW și 273,5V

pentru iradiația de 1000W/m2, iar pentru iradiația de 250W/m2, aceasta furnizează 22,6kW și 252,4V

[151]. Modelul Simulink al matricei FV [150] utilizează specificațiile panoului FV furnizate de producător

(tensiunea în circuit deschis, Voc, curentul de scurtcircuit, Isc, tensiunea la punctul de putere maximă,

Vmp, curentul la punctul de putere maximă, Imp), precum și coeficienții de temperatură ai acestora. Cei

patru parametri din modelul matricei FV pentru un modul FV (curentul FV generat, Iph, curentul invers

de saturație al diodei, Isat, rezistența paralel, Rp, și rezistența serie, Rs) sunt ajustați pentru a se potrivi cu

Voc, Isc, Vmp, Imp la o temperatură specificată a celulei FV, presupunând un anumit factor de calitate al

diodei (Qd) pentru semiconductor. Parametrii dependenți de temperatură ai matricei FV (Iph, Isat, VT, Rs,

Rp) sunt implementați în tabele de căutare. Caracteristica diodei este prezentată în (4.1) [150]:

Id=Isat·[exp(Vd/VT)-1], (4.1)

în care: Id = curentul de diodă (A); Vd = tensiunea aplicată pe diodă (V); Isat = curentul invers maxim (de

saturație al diodei) în (A); VT = tensiunea termică = k·T/q·Qd·Ncelule·Nserie; T = temperatura celulei FV (°K);

k = constanta lui Boltzmann (J·K-1); q = sarcina elementară (C); Qd = factorul de calitate al diodei; Ncelule =

numărul de celule FV conectate în serie pe modul; Nserie = numărul de module conectate în serie pe șir.

Sistemul de control al convertorului sursă de tensiune (VSC) a cărui implementare Simulink este dată

în figura 4.4 [151], utilizează două bucle de control: o buclă de control extern, care reglează tensiunea

circuitului intermediar la +/−250V (este vorba de controlul tensiunii celor două condensatoare, C1 și C2,

ale divizorului capacitiv de tensiune continuă), și o buclă de control intern, care reglează componentele

de pe axa d și de pe axa q a curentului rețelei electrice, Id și Iq. Curentul de referință Id este curentul de

ieșire al regulatorului extern al tensiunii de legătură. Curentul de referință Iq este setat la zero pentru



de a menține factorul de putere unitar. Tensiunile de ieșire ale regulatorului de curent, Vd și Vq, sunt

convertite în trei semnale de modulare, Uabc_ref, utilizate de generatorul de semnal PWM [151].

Figura 4.4. Modelul Simulink al regulatorului principal al convertorului sursă de tensiune

Convertorul c.c.-c.c. ridicător de tensiune reglează independent punctul de putere maximă al

matricei FV (MPPT), iar convertorul sursă de tensiune VSC implementează reglarea tensiunii circuitului

intermediar pentru racordarea la rețeaua electrică de distribuție [155]. Tensiunea de legătură este fixată

la 500V de convertorul trifazat sursă de tensiune [151].

4.1.2 Implementarea în Simulink de metode pasive de detectare a insularizării

4.1.2.1 Descrierea releelor de protecție la insularizare

Diagrama protecției AI cu relee a CEF este dată în figura 4.5 [153].

Figura 4.5. Implementarea în Simulink a protecției anti-insularizare cu relee a centralei electrice fotovoltaice

Releele maximale/ minimale de tensiune/ curent și frecvență (figura 4.6-figura 4.8) [156] funcționează

pe același principiu de funcționare prin monitorizarea unor parametri (tensiunea, curentul sau frecvența) și

compararea acestor valori cu anumite limite prestabilite care reprezintă setările releelor [153].



Figura 4.6. Modelul Simulink al protecției maximale/ minimale de tensiune

Figura 4.7. Modelul Simulink al protecției maximale/ minimale de curent

Implementarea în Simulink a protecției ROCOF este prezentată în figura 4.9 [156]. Releul ROCOF

monitorizează frecvența sistemului (pentru a calcula rata de schimbare a frecvenței, df/dt, care este

comparată cu pragul ROCOF) și tensiunea la borne, Vt (pu), a invertorului sistemului FV (care este comparată



cu un anumit prag stabilit). Dacă ambele condiții sunt îndeplinite releul este activat. Pragul tensiunii în PCC al

releului ROCOF este ales ca în [156]. Frecvența este estimată prin intermediul buclei PLL [153].

Figura 4.8. Implementarea în Simulink a protecției de frecvență maximă/ minimă

Figura 4.9. Modelul Simulink al protecției ROCOF

Modelul Simulink al protecției cu releu de decalaj de fază (Vector Shift) este dat în figura 4.10 [156].

Figura 4.10. Modelul Simulink al protecției cu releu de decalaj de fază (Vector Shift)

Releul de decalaj de fază monitorizează tensiunea trifazată, Vabc, și tensiunea la borne, Vt (pu), a

invertorului sistemului FV, care este comparată cu un anumit prag prestabilit. Se monitorizează/

urmărește forma de undă trifazată și se numără fiecare ciclu complet prin detectarea frontului crescător

(rising edge) al undei. Apoi modelul calculează durata fiecărei perioade prin divizarea duratei ciclului la



numărul de perioade complete după care verifică prin comparare dacă această valoare depășește

limitele de prag. Când aceste condiții sunt îndeplinite releul de decalaj de fază este activat [156].

4.1.2.2 Schemă de prevenire a insularizării sistemelor fotovoltaice cuplate la rețea

Pentru a arata în ce condiții metoda AI propusă de monitorizare a tensiunii circuitului intermediar

de c.c. al invertorului sistemului FV este mai eficientă față de alte metode AI, este simulată în condiții

de insularizare o CEF de 100kW (figura 4.1) echipată cu protecții AI cum ar fi relee de frecvență, un releu

ROCOF și, respectiv, releul propus de monitorizare a tensiunii de legătură (dc-link voltage) [157].

Tehnica prezentată pentru detectarea insularizării CEF constă în monitorizarea tensiunii circuitului

intermediar, care, așa cum se arată în [153], crește în mod semnificativ pe durata defectelor tranzitorii

din rețea. Creșterea tensiunii de legătură poate fi detectată de regulatorul convertorului sursă de

tensiune care poate măsura tensiunea continuă a circuitului intermediar. În [153] s-a stabilit că pragul

optim al releului ROCOF care trebuie depășit în condiții de insularizare este de 12Hz/s. Folosind acest

prag limită, în conformitate cu condițiile tehnice ale standardelor internaționale, sunt implementate în

Simulink releul ROCOF și releele de frecvență. Metoda nouă de detectare a insularizării prin

monitorizarea tensiunii circuitului intermediar este simulată, de asemenea, în Simulink [157].

Diagrama bloc a schemei de protecție AI cu relee a barei de 20kV a CEF este prezentată în figura

4.12. Intrările acestei scheme de protecție AI sunt frecvența sistemului, folosită de releele de frecvență

și releul ROCOF, și tensiunea de legătură, măsurată de regulatorul invertorului sistemului FV, folosită de

releul de monitorizare a tensiunii circuitului intermediar de c.c. Semnalele de deconectare ale acestor

relee AI nu sunt conectate la întrerupătorul trifazat CB1 din PCC al CEF (figura 4.1) în scopul de a activa

toate releele implementate și pentru a compara timpii de detectare ai acestor tehnici AI. Pe durata

simulării, releele sunt activate o singură dată [157].

Figura 4.12. Modelul Simulink al dispozitivului de protecție anti-insularizare

1. Releele de frecventă

Frecvența este estimată prin intermediul buclei PLL așa cum este prezentat în figura 4.13. Intrarea

în circuitul PLL este un vector care conține semnale trifazate normalizate ale tensiunii trifazate din

primar (Va, Vb și Vc), iar la ieșire este frecvența măsurată (Hz), f = ω / (2π) [157].



Figura 4.13. Estimarea frecvenței

2. Releul ROCOF

Implementarea în Simulink a releului ROCOF este prezentată în figura 4.14. Releul ROCOF din [153]

monitorizează frecvența și tensiunea la bornele invertorului sistemului FV. În această implementare,

protecția ROCOF monitorizează numai frecvența invertorului sistemului FV, în scopul de a calcula valoarea

ROCOF, care este comparată cu pragul ROCOF [153]. Releul este activat atunci când această condiție este

îndeplinită, iar matricea FV va fi deconectată de la rețeaua electrică. Ca și în cazul releelor de frecvență,

valoarea frecvenței de intrare în releul ROCOF este estimată prin intermediul buclei PLL (figura 4.13) [157].

Figura 4.14. Modelul Simulink al releului ROCOF

3. Releul de tensiune al circuitului intermediar

Releul de tensiune continuă a circuitului intermediar este implementat în Simulink ca în figura 4.15.

Intrările sale sunt tensiunea circuitului intermediar (tensiunea de legătură) și pragul de tensiune al

circuitului intermediar utilizat pentru comparare. Principiul de funcționare al acestei metode AI este

foarte simplu. Releul este activat atunci când pragul tensiunii circuitului intermediar este depășit [157].

Figura 4.15. Implementarea în Simulink a protecției AI prin metoda monitorizării tensiunii circuitului intermediar

Tensiunea circuitului intermediar de pe partea de c.c. a invertorului sistemului FV, Vdc_m, este

măsurată de controlul convertorului VSC așa cum este prezentat în figura 4.16. Tensiunea de legătură,

Vdc, este tensiunea de ieșire a convertorului c.c.-c.c. ridicător de tensiune. Tensiunea continuă de

referință, Vdc_ref, este setată la valoarea tensiunii nominale a magistralei de c.c., Vnom_dc (500V), de

regulatorul de tensiune continuă al regulatorului convertorului sursă de tensiune (VSC) [157].



Figura 4.16. Modalitatea de măsură a tensiunii circuitului intermediar

Pragul tensiunii de legătură este ales pe baza simulărilor la 10% din valoarea tensiunii nominale a

circuitului intermediar de c.c., Vnom_dc [158]. După mai multe experimente de simulare, sa stabilit că o

creștere a valorii de prag a tensiunii de legătură conduce la creșterea timpului de detectare al

insularizării de către releul de tensiune continuă, devenind mai mare decât timpul de detectare al

insularizării corespunzător releului ROCOF. Pragul optim de intrare al releului de monitorizare a tensiunii

circuitului intermediar de c.c. determinat prin simulări, este, de asemenea, justificat de necesitatea de

a funcționa cu o tensiune a circuitului intermediar cât mai mică posibil [157], în scopul de a menține

scăzute pierderile prin comutație ale convertorului sursă de tensiune, VSC [158].

4.2 Scenarii privind diferite regimuri tranzitorii. Rezultate

4.2.1 Studiu privind detectarea insularizării centralelor electrice fotovoltaice

4.2.1.1 Evaluarea metodelor anti-insularizare prin compararea timpilor de detectare ai condițiilor de

funcționare insularizată

Acest studiu prezintă o analiză în Matlab/ Simulink a unor algoritmi de detectare a insularizării

pentru o CEF cuplată la rețeaua electrică (figura 4.1). Accentul este pus pe fenomenul de insularizare

care apare asupra PCC al sistemului FV cuplat la rețea și restul SEE pe durata diferitelor condiții de avarie

din rețea. Sistemul FV cuplat la rețea este simulat în condiții de insularizare, iar timpii de reacție ai

releelor AI sunt măsurați prin simulare. Rezultatele sunt prezentate pentru sistemul FV cuplat la rețea

echipat cu diverse scheme de prevenire AI, cum ar fi: protecție maximală de curent și protecție minimală

de curent (OI/UI), protecție maximală de tensiune și protecție minimală de tensiune (OV/UV), protecție

de frecvență maximă și protecție de frecvență minimă (OF/UF), protecție cu releu ROCOF și protecție

cu releu de decalaj de fază (Vector Shift) [153].

A. Cazul 1: întreruptorul trifazat în poziție deschisă

O condiție de funcționare insularizată a CEF este simulată prin deschiderea întreruptorului trifazat

CB2 la momentul de timp (t) = 0,1s și închiderea acestuia la momentul (t) = 0,25s. Considerând

consumatorii conectați la rețea așa cum este prezentat în figura 4.2, puterea locală generată de CEF

este mai mică decât necesarul de putere al consumatorilor conectați la nivel local [153].

O captură de ecran cu statusul releelor AI și timpii de detectare ai insularizării pentru acest scenariu este

prezentată în figura 4.25. Releele AI au două afișaje, unul care indică starea releului (1 pentru starea de

activare/ declanșare, 0 pentru starea de neactivare/ repaus) și un altul care prezintă timpul de declanșare al

releului (timpul de detectare al condițiilor anormale de funcționare sau al condițiilor pentru care releul a fost

setat să se activeze). Releele sunt activate doar o singură dată pe durata fiecărei simulări [153].



Figura 4.25. Starea releelor și timpul de declanșare (ms) al dispozitivului de protecție anti-insularizare

Reprezentarea grafică a timpilor de detectare ai insularizării pentru toate scenariile luate în

considerare în cazul 1 de simulare este prezentată în figura 4.26. Releul minimal de tensiune, UV, este cel

mai rapid. Releele cu cel mai lung timp de detectare al insularizării sunt releul ROCOF și releul de decalaj

de fază. În cazul în care puterea consumatorilor conectați la nivel local este mai mare decât puterea

generată local (scenariul cu cel mai mic timp de detectare), timpii de detectare ai insularizării de către

releul ROCOF și de către releul de decalaj de fază sunt comparabili cu timpii de detectare ai insularizării de

către releul de frecvență minimă, UF (activat numai în acest scenariu). Releele minimal de curent, UC, și

maximal de tensiune, OV, au eșuat complet în detectarea insularizării pentru acest caz [153].

Figura 4.26. Timpii de detectare ai condițiilor de insularizare pentru studiul de caz 1 (întreruptorul trifazat de pe partea de 110kV a rețele electrice, CB2, în poziție deschis)



B. Cazul 2: defect în rețeaua electrică

În acest caz au fost simulate mai multe scenarii cu diferite tipuri de defecte (defecte monofazate cu

pământul, defecte bifazate metalice, defecte bifazate cu pământul, defecte trifazate și defecte trifazate cu

pământul), care se produc în rețeaua electrică de MT de 20kV din figura 4.2, la distanta de 5km de PCC al

CEF, la momentul de timp (t) = 0,1s și durata de 150ms [153]. În figura 4.27 este prezentată compararea

timpilor de detectare ai insularizării în cazul 2 de simulare, situație în care diferite tipuri de defecte apar în

rețea. Se observă că releul maximal de curent, OC, și releul minimal de tensiune, UV, au cea mai bună

performanță, așa cum sa arătat și în primul caz de simulare. De asemenea, se poate observa că în cazul

defectelor bifazate cu pământul și al defectelor trifazate cu pământul, insularizarea este detectată foarte

târziu de releul de decalaj de fază și releul maximal de tensiune, OV. Releele care au eșuat total în detectarea

condițiile de insularizare sunt releul minimal de curent, UC, și releul de frecvență maximă, OF [153].

Figura 4.27. Timpii de detectare ai condițiilor de insularizare pentru cazul 2 (diferite defecte în rețeaua electrică)

Releul minimal de curent, UC, nu îndeplinește condițiile pentru sesizarea unei situații anormale de

funcționare în niciunul din aceste cazuri. Releul de frecvență maximă, OF, este activat numai în cazul 1,

atunci când puterea consumatorilor conectați la nivel local este mai mică sau egală cu puterea generată

local. Releul maximal de tensiune, OV, este activat numai în cazul 2. Imediat după îndeplinirea condițiilor

de insularizare și în urma defectelor trifazate din rețeaua electrică, tensiunea scade, curentul crește, iar

frecvența se modifică. Pentru releele ROCOF și releele de decalaj de fază se obțin timpi de detectare

mai mari datorită unui prag prestabilit (figura 4.9 și figura 4.10) care trebuie să fie depășit de tensiunea

la borne, Vt, [156] a invertorului sistemului FV. În absența acestei condiții, după cum se poate vedea în

figura 4.24, valoarea optimă pentru limita pragului ROCOF este de 12Hz/s, valoare care este depășită

după formarea insulei sau atunci când se produc defecte în rețeaua electrică a CEF [153].

Rezultatele simulării cu timpul de detectare al diferitelor metode AI pentru CEF cuplată la rețeaua

electrică din acest studiu [153] sunt prezentate grafic în figura 4.28 [157].

Din rezultatele furnizate de simulările efectuate în Matlab/ Simulink sa observat că folosind relee

tradiționale pentru a detecta insularizarea CEF, cum ar fi releul maximal de curent, OC, și releul minimal

de tensiune, UV, se obține o performanță semnificativ mai bună în ceea ce privește timpul de detectare

a insularizării. Releele ROCOF și releele de decalaj de fază au un timp de detectare comparabil cu releele

de frecvență. Cu toate acestea, în cazul în care pragul ROCOF este depășit, formarea unei insule este

detectată rapid. Tensiunea la borne, Vt, a invertorului sistemului FV trebuie să depășească un anumit prag

atunci când controlul invertorului sistemului FV nu reușește să stabilizeze frecvența sistemului [153].



Figura 4.28. Performanta diferitelor metode anti-insularizare pentru un sistem fotovoltaic cu puterea instalată de 100kW cuplat la rețeaua electrică

Efectele insularizării neintenționate au fost observate prin simularea de defecte tranzitorii în

rețeaua electrică de distribuție de MT. Echipamentul de protecție trebuie să facă distincție între

evenimente de insularizare și defecte din rețea. Sistemele de protecție a CEF ar trebui să detecteze

defecțiunea și să deconecteze invertorul sistemului FV de la rețea înainte de apariția insularizării ca

urmare a deschiderii întreruptorului ca răspuns unui defect în aval. În scopul de a minimiza aceste efecte

și pentru conformarea la solicitările standardelor internaționale, releele AI trebuie introduse în punctele

în care pot apărea condiții de insularizare. Rezultatele simulării teoretice efectuate sunt utile pentru

selectarea acestor puncte și pentru proiectarea dispozitivelor de protecție AI ale CEF cuplate la rețea [153].

4.2.1.2 Rezultate ale detectării insularizării prin metoda monitorizării tensiunii circuitului intermediar

CEF cu Pi = 100kW cuplată la rețea, prezentată în figura 4.1, este echipată cu metode de protecție

AI cum sunt: relee de frecvență minimă și de frecvență maximă, releul ROCOF și, respectiv, releul de

monitorizare a tensiunii circuitului intermediar propus.

Condițiile de insularizare a CEF au loc pentru rețeaua electrică studiată (figura 4.2), atunci când

întreruptorul trifazat CB2 este trecut pe poziția deschis la momentul de timp (t) = 0,1s. Întreruptorul

trifazat CB2 deconectează rețeaua electrică de MT de restul subsistemului electroenergetic timp de

150ms.

Tensiunile de legătură obținute pentru aceste scenarii de insularizare ale sistemului FV cuplat la

rețea sunt prezentate în figura 4.29. Tensiunea circuitului intermediar nu este limitată de protecția de

tensiune continuă a invertorului sistemului FV [157].

În figura 4.33 sunt prezentate frecvența împreună cu valoarea ROCOF corespunzătoare de pe

durata insularizării CEF. Pe durata insularizării frecvența scade într-un timp foarte scurt. Schimbarea

rapidă în frecvență implică o anumită variație a valorii ROCOF. Condițiile de insularizare sunt detectate

atunci când este depășit un prag ROCOF de 12Hz/s. Semnul minus indică scăderea frecvenței [157].



Figura 4.29. Tensiunea circuitului intermediar de c.c. al invertorului centralei electrice fotovoltaice pentru diverse scenarii de insularizare

Figura 4.33. Frecvența și valoarea ROCOF corespunzătoare acesteia pe durata condițiilor de insularizare cu valori implicite ale puterii consumatorilor racordați la rețeaua electrică de 20kV

Comparația directă între frecvența în PCC al sistemului FV și tensiunea de legătură a circuitului

intermediar al invertorului sistemului FV pentru consumatorii pur rezistivi conectați pe linia electrică de

alimentare este dată în figura 4.36. Se observă clar că pe durata condițiilor de insularizare variația

tensiunii circuitului intermediar de c.c. poate fi detectată mult mai rapid decât variația frecvenței,

deoarece aceasta are o pantă și un interval de variație mai mare [157].

Figura 4.36. Variația tensiunii circuitului intermediar și a frecvenței sistemului pe durata condițiilor de insularizare corespunzătoare scenariului 2 în cazul unor consumatori pur rezistivi



Figura 4.38 prezintă grafic rezultatele obținute prin simularea metodelor AI analizate. Se poate

observa că releul de monitorizare a tensiunii circuitului intermediar oferă cel mai bun timp de detectare

al condițiilor de insularizare în toate scenariile considerate. Pe durata condițiilor de insularizare,

tensiunea de legătură scade cu creșterea puterii consumatorilor conectați la nivel local. O variație mică

a puterii inductive a consumatorilor influențează foarte puțin timpul de detectare al insularizării de către

relee [157].

Releele de frecvență au limitele pragurilor prestabilite impuse prin solicitările codurilor de rețea,

ceea ce duce la depistarea tardivă a condițiilor de insularizare ale sistemelor FV. În cazul releului ROCOF

din [153], timpii de detectare ai condițiilor de insularizare ai unei CEF cuplată la rețeaua electrică sunt

comparabili cu timpii de detectare ai condițiilor de insularizare de către releele de frecvență. Releul

ROCOF implementat în [157] are timpi de detectare ai insularizării mult mai buni decât atunci când acest

releu AI este realizat ca în [153].

Figura 4.38. Performanta tehnicilor de protecție anti-insularizare analizate pentru un sistem fotovoltaic cu puterea instalată de 100kW cuplat la rețeaua electrică

4.2.2 Studiu privind comportarea centralelor electrice fotovoltaice în cazul defectelor în rețeaua

electrică

Acest studiu prezintă o analiză în mediul de lucru Matlab/ Simulink a unui sistem FV trifazat (figura

4.1), sub acțiunea diferitelor tipuri de defecte simetrice și asimetrice care se produc la diferite distanțe

față de PCC al sistemului FV. Obiectivul acestei analize este cercetarea răspunsului sistemelor FV

trifazate pe durata defectelor simetrice și asimetrice din rețeaua electrică [130].

Simulările sunt realizate folosind temperatura ambiantă de 25°C și iradiația de 1000W/m2. Locațiile

defectului sunt alese funcție de configurația rețelei electrice (figura 4.39) după cum urmează: în PCC al

sistemului FV și în două locuri îndepărtate față de PCC, corespunzătoare punctelor de racordare la

rețeaua electrică a consumatorilor trifazați. Aceste distanțele sunt la 19km (la capătul liniei electrice de

alimentare, în partea opusă sistemului FV) și la 5km de PCC al sistemului FV. Scurtcircuitele sunt aplicate

în rețeaua electrică la momentul de timp t = 0,1s și sunt eliminate după 150ms [130].



Figura 4.39. Modelul Simulink al rețelei electrice de utilitate publică de 20kV cu poziția scurtcircuitelor aplicate la trei distanțe față de PCC

Rezultatele simulării sunt prezentate începând cu PCC al sistemului FV, urmat de convertorul sursă de

tensiune (VSC) și convertorul c.c.-c.c. ridicător de tensiune și continuând cu matricea FV [130].

Figura 4.80 și figura 4.81 prezintă valorile efective ale tensiunilor și curenților din rețeaua electrică,

măsurate în PCC (punctul de măsură B20) pentru diferite tipuri de defecte care apar la distanța de 5km

de PCC al sistemului FV. După cum se poate observa din figura 4.80, evoluția pe cele trei faze a tensiunii

rețelei electrice pe durata unui defect este așa cum era de așteptat pentru aceste tipuri de scurtcircuite.

Din figura 4.81 se poate observa că pentru defectele cu pământul (defecte monofazate și bifazate cu

pământul) sunt obținute valori ridicate ale curenților de scurtcircuit în timp ce pentru defectele care nu

implică pământul (defecte trifazate și bifazate metalice) sunt obținute valori mai mici ale acestora [130].

Figura 4.80. Tensiunile efective (RMS) din rețeaua electrică în PCC pe durata scurtcircuitelor care se produc la distanța de 5km de PCC al sistemului fotovoltaic



Figura 4.82 prezintă frecvența în PCC pe durata defectelor care apar la distanța de 5km de PCC al

sistemului FV trifazat. După cum se poate observa din figura 4.82, frecvența scade pentru scurtcircuitele

trifazate și rătăcește în afara limitelor impuse de solicitările codurilor de rețea, indiferent de locul în care

se produce defectul. Cu toate că frecvența creste pe durata defectelor bifazate cu pământul, aceasta

rămâne în limitele specificațiilor codurilor de rețea. De asemenea, frecvența crește și pe durata

defectelor bifazate, însă această creștere este mai mică fața de cazul defectelor bifazate cu pământul.

Pentru cazul în care au loc defecte monofazate cu pământul frecvența rămâne categoric în interiorul

limitelor impuse prin solicitările codurilor de rețea [130].

Figura 4.81. Valorile efective (RMS) ale curenților de scurtcircuit în PCC pe durata scurtcircuitelor produse la 5km de PCC

Figura 4.82. Frecvența în PCC pe durata scurtcircuitelor produse în rețea la distanța de 5km de PCC

Figura 4.84 prezintă componentele Id și Iq ale curentului din rețea pe durata diferitelor scurtcircuite

care se produc la distanța de 5km de PCC al sistemului FV. Aceste componente sunt obținute în blocul

„Măsurători și PLL” al reglatorului principal al convertorului VSC din figura 4.4, prin utilizarea

transformării abc la dq0, care efectuează transformata Park din sistemul de referință trifazat (abc) în



sistemul de referință rotativ dq0 [130]. Convertorul c.c.-c.a. generează putere activă (mod invertor)

atunci când Id este pozitiv și absoarbe putere reactivă atunci când Iq este pozitiv (mod inductiv) [5].

Figura 4.84. Componentele Id și Iq ale curentului din rețea pe durata scurtcircuitelor produse la 5km de PCC

Figura 4.87 prezintă variația tensiunii de legătură pentru toate tipurile de scurtcircuit produse în

rețeaua electrică în toate cele trei puncte de defect. Când se produc defecte în rețea, tensiunea de

legătură crește în următoarea ordine: defecte bifazate metalice (LL – line-to-line), defecte bifazate cu

pământul (LLG – line-to-line-to-ground) și defecte trifazate (3P – three phase). După lichidarea

defectelor, tensiunea de legătură scade în ordine inversă. Scurtcircuitele monofazate cu pământul (SLG

– single line-to-ground) sunt o excepție de la această regulă, deoarece creșterea tensiunii de legătură este

foarte mică (5-8V), apoi aceasta revine la valoarea de referință a tensiunii de legătură în 0,05s, iar după

eliminarea defectului ea scade în aceeași ordine sub nivelul de referință al tensiunii de legătură [130].

Figura 4.87. Variația tensiunii circuitului intermediar pe durata diferitelor tipuri de defecte din rețeaua electrică



În figura 4.88 – figura 4.90 sunt prezentate tensiunea, curentul și puterea de ieșire a matricei FV

pe durata diferitelor tipuri de scurtcircuite ce se produc la distanța de 5km de PCC al sistemului FV [130].

Tensiunea matricei FV crește și apoi scade la începutul defectului pentru o perioadă scurtă de timp,

iar apoi aceasta scade după lichidarea defectului (figura 4.88).

Figura 4.88. Tensiunea matricei FV pe durata defectelor din rețeaua electrică la distanța de 5km de PCC

Curentul matricei FV scade foarte mult pentru defectele trifazate; pentru defecte bifazate cu

pământul, curentul matricei FV scade mai puțin decât pentru defectele bifazate metalice, iar pentru

defectele monofazate cu pământul curentul variază foarte puțin (figura 4.89).

Figura 4.89. Curentul matricei FV pe durata defectelor din rețeaua electrică la distanța de 5km de PCC

După cum se poate observa în figura 4.90, pentru defectele trifazate din rețeaua electrică, puterea

de ieșire a matricei FV scade atât la începutul defectului, cât și după eliminarea acestuia.

Figura 4.90. Puterea de ieșire a matricei FV pe durata defectelor din rețeaua electrică la distanța de 5km de PCC



Puterea matricei FV scade, de asemenea, în punctul de apariție al defectului atât pentru defectele

bifazate cu pământul, cât și pentru defectele bifazate metalice, și scade în mod semnificativ după

lichidarea defectului numai pentru defectele bifazate metalice, în timp ce pentru defectele monofazate

cu pământul aceasta variază foarte puțin.

Curentul de diodă, Id, al matricei FV, dat de (4.1), crește pentru o scurtă perioadă la începutul

scurtcircuitelor din rețeaua electrică și scade după lichidarea defectelor. Acest efect este mai pronunțat

pentru scurtcircuitele trifazate, așa cum se poate vedea în figura 4.91, care expune creșterea

semnificativă a curentului de diodă [130].

Figura 4.91. Curentul de diodă, Id, al matricei fotovoltaice pe durata defectelor din rețeaua electrică

Curentul de diodă al matricei FV și tensiunea de legătură a invertorului sistemului FV crește în mod

semnificativ pe durata defectelor din rețea; prin urmare, acest lucru necesită o protecție

antisupracurent fiabilă și eficientă în matricea FV și o protecție contra supratensiunii continue a

invertorului sistemului FV. Atunci când invertorul sistemului FV nu mai este capabil de a controla

tensiunea de legătură, convertorul c.c.-c.c. ridicător de tensiune ar trebui să limiteze tensiunea continuă

de ieșire la o anumită limită de siguranță [130].

5 Concluzii


5 Concluzii

Acest capitol sintetizează activitatea de cercetare desfășurată pe durata studiilor universitare de

doctorat, cu accent pe contribuțiile aduse în domeniul tezei de doctorat și câteva recomandări pentru

activitatea de continuare a cercetărilor și de îmbunătățire a metodelor și contribuțiilor aduse.

5.1 Concluzii generale

Această teză de doctorat abordează diferite aspecte ale integrării surselor FV la nivelul rețelelor

electrice. Activitatea de cercetare prezentată în această teză presupune analiza și modelarea surselor

FV împreună cu rețeaua electrică. Pe baza comportamentului surselor FV, determinat prin modelare și

simulare, sunt dezvoltate noi tehnici și metode de îmbunătățire a performanțelor CEF cuplate la rețea.

Obiectivul principal al cercetărilor realizate în această teză de doctorat este integrarea surselor FV

la nivelul rețelelor electrice în scopul conformării la normele și solicitările standard ale codurilor de rețea

și de îmbunătățire a performantelor în funcționare pe durata unor regimuri tranzitorii datorită

insularizării CEF și a scurtcircuitelor produse în rețeaua electrică. Aceste probleme importante trebuie

rezolvate înainte ca utilizarea pe scară largă a surselor FV în sistemul electroenergetic național (SEN) să

devină o opțiune viabilă din punct de vedere tehnic și economic.

Această teză de doctorat cuprinde cinci capitole, referințe bibliografice și lista de lucrări publicate.

Capitolul 1 prezintă contextul actual al surselor FV pe plan mondial și în România, motivația,

obiectivele, limitările, principalele contribuții și structura tezei de doctorat.

Pe baza celor prezentate în capitolul 1 privind stadiul actual al integrării surselor FV în rețelele

electrice, în capitolul 2 se prezintă un studiu bibliografic privind sursele FV conectate la rețeaua electrică,

cu accent pe solicitări ale codurilor de rețea pentru surse FV și modelare celule și module FV,

convertoare pentru sisteme FV și sisteme și algoritmi de control pentru CEF.

În capitolul 3 s-a prezentat utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul sistemelor FV prin

modelarea matricelor FV și, în general, a sistemelor FV și a controlului convertoarelor sistemelor FV. De

asemenea, în acest capitol a fost analizată influența iradiației și a temperaturii asupra punctului de

putere maximă al matricelor FV, a fost realizată o analiză comparativă a metodelor MPPT perturbă și

observă și conductanță incrementală și a fost testată metoda conductanță incrementală la variația

bruscă a iradiației.

În capitolul 4 a fost descrisă o analiză detaliată a unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor

FV la nivelul rețelelor electrice date de insularizarea CEF și de scurtcircuitele produse în rețeaua

electrică. Se concluzionează că releele tradiționale au performante acceptabile în detectarea

insularizării CEF și că noua metodă AI propusă de autor, de monitorizare a tensiunii continue a circuitului

intermediar al invertoarelor pentru sistemele FV, este atractivă și preferabilă altor tehnici AI. Principalul

avantaj al acestei metode este simplitatea în realizare și timpul scurt de detectare al insularizării CEF. În

cele din urmă, se arată că defectele simetrice au un impact mai mare asupra funcționării CEF decât cele

nesimetrice indiferent de distanța de producere fiind necesare utilizarea de măsuri de protecție atât în

invertorul sistemului FV, cât și în matricea FV.

5 Concluzii


După cum sa arătat mai sus, această teză de doctorat se adresează unora dintre cele mai

importante probleme cu care se confruntă sursele FV la nivelul rețelelor electrice. Obiectul de studiu al

acestei lucrări de doctorat a fost investigarea comportamentului CEF în cazul unor regimuri tranzitorii

pe durata insularizării sau a scurtcircuitelor produse în rețeaua electrică. Rezultatele simulării arată că

această cercetare abordează cu succes aceste probleme prin implementare de modele și algoritmi de

control pentru sisteme FV, dezvoltarea unei metode AI și determinarea comportamentului CEF în regim

de scurtcircuit în rețea.

5.2 Contribuții personale

Obiectivul principal al cercetărilor prezentate în această teză de doctorat este integrarea surselor

FV în rețelele electrice, care este realizată prin modelarea și analiza ansamblului format din surse FV

împreună cu rețeaua electrică, cu accent pe obținerea siguranței în alimentare pe durata unor regimuri

tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice. Acest lucru a fost realizat prin

analiza teoretică a domeniului și a surselor FV conectate la rețea, pe baza căreia au fost implementate

și analizate diferite modele pentru surse FV, convertoare pentru FV și sisteme de control pentru sisteme

FV. Pe baza celor prezentate anterior, se dezvoltă, în continuare, un model de CEF cuplată la rețea în

scopul analizei fenomenului de insularizare pentru sursele FV și a diferitelor tipuri de scurtcircuite din

rețea. Rezultatele cercetărilor efectuate sunt, de asemenea, bazate pe analiza teoretică, susținută de

simulări numerice pe modelul analizat al CEF.

Principalele contribuții originale ale acestei teze de doctorat pot fi sintetizate după cum urmează:

Realizarea unui studiu bibliografic asupra surselor FV.

Implementarea modelului matricei FV pentru trasarea caracteristicilor I-V și P-V și analiza influenței

iradiației și a temperaturii asupra performantelor modulelor FV.

Implementarea modelului matricei FV utilizând date experimentale (simulator FV), evidențierea

performanțelor și a limitării utilizării acestuia.

Analiza comparată a algoritmilor MPPT perturbă și observă și conductanță incrementală. S-a ajuns

la concluzia că algoritmul conductanță incrementală este superior algoritmului perturbă și observă

atât la variația temperaturii, cât și la pasul de restabilire al puterii și la puterea extrasă din matricea

FV. De asemenea, s-a stabilit pasul optim de modificare a factorului de umplere pentru cele două

tehnici MPPT, în vederea extragerii puterii maxime din matricea FV.

Confirmarea eficienței algoritmului conductanță incrementală la schimbarea bruscă a iradiației prin

analiza răspunsului în putere, al convertorului c.c.-c.c. utilizat, la modificarea pasului de

incrementare sau decrementare a factorului de umplere al convertorului, în diferite situații de

schimbare rapidă a nivelului iradiației.

Evaluarea performanțelor unor relee de protecție AI pentru CEF, funcție de timpul de detectare al

insularizării și de producerea scurtcircuitelor în rețeaua electrică.

Realizarea unei metode de protecție AI pentru CEF, care constă în monitorizarea tensiunii circuitului

intermediar de c.c. al invertoarelor pentru sistemele FV.

Determinarea comportamentului CEF în cazul producerii de scurtcircuite în rețeaua electrică,

funcție de tipul de scurtcircuit și distanța de producere a defectelor.

Propunerea utilizării unei protecții contra supratensiunii continue în invertorul sistemului FV și a

unei protecții antisupracurent în matricea FV pentru protecția CEF la scurtcircuitele din rețea.

Pe baza concluziilor de mai sus, cred că sunt îndeplinite toate obiectivele acestei teze de doctorat.

5 Concluzii


5.3 Direcții de continuare a cercetării

Studiile realizate în această teză de doctorat pot constitui un punct de plecare și subiectul de noi

studii și cercetări în acest domeniu relativ nou în România. Mai multe activități viitoare de cercetare

sunt menționate mai jos:

Îmbunătățirea și aprofundarea studiilor pe temperatură și punctul de putere maximă ale modelului

de matrice FV utilizând date experimentale;

Dezvoltarea unui algoritm MPPT bazat pe logică fuzzy;

Îmbunătățirea și testarea metodei AI de monitorizare a tensiunii circuitului intermediar de c.c. al

invertorului sistemului FV în situații reale de funcționare a CEF în rețelele electrice;

Analiza regimurilor tranzitorii ale CEF atât în cazul producerii de scurtcircuite în rețea la trecerea

tensiunii prin valoare maximă, minimă sau zero și la modificarea iradiației și a temperaturii, cât și

analiza scurtcircuitelor produse în interiorul parcului FV;

Analiza integrării pe scară largă a CEF în SEE.

Bibliografie


Bibliografie selectivă

[2] I. Öhrlund, „Future Metal Demand from PV Cells and Wind Turbines - Investigating the Potential Risk of Disabling

a Shift to Renewable Energy Systems,” European Parliament, STOA Unit, 2012.

[3] J. Dvarioniene, J. Sinkuniene, I. Gurauskiene, G. Gecevicius și Z. Stasiskiene, „Analysis of integration of solar

collector systems into district heat supply networks,” Environmental Engineering and Management Journal

(EEMJ), vol. 12, nr. 10, pp. 2041-2050, 2013.

[4] IEA International Energy Agency, „PVPS Report -A Snapshot of Global PV 1992-2013 Preliminary, Trends

Information from the IEA PVPS Programme (Report IEA-PVPS T1-24:2014),” IEA-PVPS (Photovoltaic Power

Systems Programme).

[5] The MathWorks, Inc, „Energy Production,” The MathWorks, Inc, 2013. [Interactiv]. Available:

http://www.mathworks.com/energy-production/solar-power.html.

[8] European Photovoltaic Industry Association (EPIA), Principal authors and analysts: G. Masson, S. Orlandi, M.

Rekinger, „Global Market Outlook for Photovoltaics 2014-2018,” Intersolar Europe, Brussels, 2014.

[12] I. V. Banu, M. Istrate, D. Machidon și R. Pantelimon, „Study regarding modelling photovoltaic arrays using

test data in Matlab/ Simulink,” în 7th International Conference on Energy and Environment (CIEM 2013), 7-

8 Noiembrie 2013.

[15] Romanian Renewable Energy Association (ROREA), „Romanian Renewable Energy Association,” [Interactiv].

Available: www.rorea.ro. [Accesat 18 02 2014].

[19] I. V. Banu, M. Istrate, D. Machidon și R. Pantelimon, „Aspects of Photovoltaic Power Plant Integration in the

Romanian Power System,” în Proceedings of the 9th International Conference on Industrial Power Engineering,

22-24 May 2014, Bacău, România, Bacău, 2014.

[20] Compania Nationala de Transport al Energiei Electrice "TRANSELECTRICA" S.A., „Harta RET a centralelor electrice

fotovoltaice,” Transelectrica, 2013 - 2014. [Interactiv]. Available: www.transelectrica.ro. [Accesat 23 09 2014].

[21] ANRE, „Raport de monitorizare a sistemului de promovare a E-RES în anul 2010,” Autoritatea Națională de

Reglementare în Domeniul Energiei , 2011.

[22] ANRE, „Raport de monitorizare a sistemului de promovare a E-RES în anul 2011,” 2012.

[24] ANRE, Raport de monitorizare a funcționării sistemului de promovare a energiei electrice produse din surse

regenerabile în anul 2013, ANRE, 2014.

[26] L. Dusonchet și E. Telaretti, „Economic analysis of different supporting policies for the production of electrical energy

by solar photovoltaics in eastern European Union countries,” Energy Policy, vol. 38, nr. 8, pp. 4011-4020, 2010.

[30] European Commission, State aid SA. 33134 2011/N – RO, Green certificates for promoting electricity from

renewable sources, Brussels: Official Journal of the European Union, 23 August 2011.

[31] Guvernul României, Hotărâre de Guvern nr. 994/2013 Privind aprobarea masurilor de reducere a numarului de

certificate verzi în situatiile prevazute la art. 6 alin. (2) lit. a), c) și f) din Legea nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului

de promovare a producerii E-SRE, Monitorul Oficial al României, nr. 788, 16 Decembrie 2013.

[34] KPMG, „Reduction in the number of green certificates granted,” www.kpmg.com, 18 12 2013. [Interactiv].

Available: http://www.kpmg.com/RO/en/IssuesAndInsights/ArticlesPublications/Newsflashes/Tax/Direct-Tax-

Newsflash/Pages/Reduction-in-the-number-of-green-certificates-granted-dec-2013.aspx. [Accesat 18 02 2014].

[36] A. Luque și S. Hegedus, Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, 2nd ed., Chichester: John Wiley and Sons, Ltd, 2011.

[37] D. Rekioua și E. Matagne, Optimization of Photovoltaic Power Systems, Modelization, Simulation and Control, Springer, 2012.

[38] T. Orłowska-Kowalska, F. Blaabjerg și J. Rodríguez, Advanced and Intelligent Control in Power Electronics and

Drives. Studies in Computational Intelligence, vol. 531, Springer, 2014.

[39] M. Gușă, „Chpt 4. Solar Energy I,” în Energy Sources, Iași, Universitatea Tehnică "Gheorghe Asachi" din Iași -

Colectiv Tehnica Tensiunilor Inalte, 2012.

Bibliografie


[40] T. Markvart și L. Castañer, Practical Handbook of Photovoltaics: Fundamentals and Applications, Amsterdam:

Elsevier Science, 2003.

[41] P. Lynn, Electricity from Sunlight: An Introduction to Photovoltaics, John Wiley & Sons, 2010, p. 103.

[42] R. Teodorescu, M. Liserre și P. Rodríguez, Grid Converters for Photovoltaic and Wind Power Systems, Chichester:

John Wiley & Sons, Ltd, 2011.

[43] Y. Xue, K. Divya, G. Griepentrog, M. Liviu, S. Suresh și M. Manjrekar, „Towards next generation PV inverters,” în

Proceedings of ECCE’11, 2011.

[44] Y. Yang, P. Enjeti, F. Blaabjerg și H. Wang, „Suggested grid code modifications to ensure widescale adoption of

PV energy in distributed power generation systems,” în IEEE IAS Annual Meeting, 2013.

[51] The MathWorks, Inc, „Recorded Webinar- Model-Based Design for Solar Power Systems,” The MathWorks, Inc,

2009. [Interactiv]. Available: http://www.mathworks.com/webex/recordings/Solar_111809/index.html.

[55] The Mathworks, Inc, „Solar Cell (Matlab R2014a Documentation),” The Mathworks, Inc, 2014. [Interactiv].

Available: http://www.mathworks.com/help/physmod/elec/ref/solarcell.html.

[56] R. Messenger și J. Ventre, Photovoltaic systems engineering, 2nd ed., CRC Press, 2004, pp. 80-83.

[57] N. Mohan, T. Undeland și W. Robbins, Power Electronics Converters, Application and Design, 2nd ed., John Wiley

& Sons, Inc, 1995, pp. 161, 163, 172, 173, 200.

[63] K. H. Hussein, I. Muta, T. Hoshino și M. Osakada, „Maximum Photovoltaic Power Tracking: an Algorithm for

Rapidly Changing Atmospheric Conditions,” IEE Proceedings Generation Transmission and Distribution, vol. 142,

nr. 1, pp. 59-64, January 1995.

[64] M. G. Villalva, F. J. R. Gazoli și E. Ruppert Filho, „Analysis and simulation of the P&O MPPT algorithm using a linearized

PV array model,” în Industrial Electronics, 2009. IECON '09. 35th Annual Conference of IEEE, 2009.

[65] C. Hua, J. Lin și C. Shen, „Implementation of a DSP-controlled photovoltaic system with peak power tracking,”

IEEE Trans. Ind. Electron, vol. 45, pp. 99-107, Feb. 1998.

[67] E. Koutroulis, K. Kalaitzakis și V. Tzitzilonis, „Development of an FPGA-based system for real-time simulation of

photovoltaic modules,” Microelectronics Journal, vol. 40, nr. 7, pp. 1094-1102, July 2009.

[68] M. Kumar, F. Ansari și A. K. Jha, „Maximum power point tracking using perturbation and observation as well as

incremental conductance algorithm,” International Journal of Research in Engineering and Applied Sciences, vol.

1, nr. 5, pp. 19-31, December 2011.

[69] I. V. Banu și M. Istrate, „Modeling of maximum power point tracking algorithm for photovoltaic systems,” în

Electrical and Power Engineering (EPE), 2012 International Conference and Exposition on, Iași, 2012.

[70] CIGRE TF38.01.10, Contributions by: Hatziargyriou, N.; Donnelly, M.; Papathanassiou, S.; Lopes, J. A. Pecas; Takasaki,

M.; Chao, H., „CIGRE Technical Brochure on Modeling New Forms of Generation and Storage,” Conseil International

des Grands Réseaux Électriques (CIGRE, International Council on Large Electric Systems), CRC Press, November 2000.

[71] R. Teodorescu, P. Rodriguez, M. Liserre și J. M. Guerrero, Industrial/ Ph.D. Course in Power Electronics for

Renewable Energy Systems (PERES) – in theory and practice, Aalborg University.

[73] W. J. A. Teulings, J. C. Marpinard și A. Capel, „A maximum power point tracker for a regulated power bus,” Power

Electronics Specialists Conference, 1993. PESC '93 Record., 24th Annual IEEE, pp. 833-838, 1993.

[74] M. A. Hamdy, „A new model for the current-voltage output characteristics of photovoltaic modules,” J. Power,

pp. 11-20, 1993.

[77] National Instruments, „Maximum Power Point Tracking,” National Instruments Corporation, 7 Iunie 2009.

[Interactiv]. Available: http://www.ni.com/white-paper/8106/en/.

[78] D. Sera, T. Kerekes, R. Teodorescu și F. Blaabjerg, „Improved MPPT algorithms for rapidly changing environmental

conditions,” în Power Electronics and Motion Control Conference, 2006.

[79] D. P. Hohm și M. Ropp, „Comparative Study of Maximum Power Point Tracking Algorithms Using an Experimental,

Programmable, Maximum Power Point Tracking Test Bed,” în Photovoltaic Specialists Conference, 2000.

Conference Record of the Twenty-Eighth IEEE,, 2000.

Bibliografie


[80] T. Esram și P. L. Chapman, „Comparison of Photovoltaic Array Maximum Power Point Tracking Techniques,” IEEE

Transactions on Energy Conversion, vol. 22, nr. 2, pp. 439-449, 2007.

[81] I. V. Banu și M. Istrate, „Modeling and simulation of photovoltaic arrays,” Buletinul AGIR, World Energy Systems.

Towards Sustainable and Integrated Energy Systems (Proceedings of the 9th International World Energy System

Conference, June 28-30, 2012, Suceava), nr. 3, pp. 161-166, 2012.

[109] IEEE Std 1547-2003, „Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems,” IEEE, 2003.

[110] CIGRE Working Group B5.34, „The Impact of Renewable Energy Sources and Distributed Generation on

Substation Protection and Automation,” CIGRE, August 2010.

[117] F. D. Mango, A. D. M. Liserre și A. Pigazo, „Overview of anti-islanding algorithms for PV systems. Part I: passive

methods,” în 12th International Power Electronics and Motion Control Conference (EPE-PEMC), 2006.

[118] F. D. Mango, M. Liserre și A. Dell’Aquila, „Overview of anti-islanding algorithms for PV systems. Part II: active

methods,” în 12th International Power Electronics and Motion Control Conference (EPE-PEMC), 2006.

[129] M. Ciobotaru, T. Kerekes, R. Teodorescu și A. Bouscayrol, „PV inverter simulation using MATLAB/ Simulink graphical

environment and PLECS blockset,” în IEEE Industrial Electronics, IECON 2006 - 32nd Annual Conference on, 2006.

[130] I. V. Banu și M. Istrate, „Study on Three-Phase Photovoltaic Systems under Grid Faults,” în 2014 International

Conference and Exposition on Electrical and Power Engineering (EPE 2014), Iași, 2014.

[131] Y. Yang, F. Blaabjerg și Z. Zou, „Benchmarking of grid fault modes in single-phase grid-connected PV systems,” în

Energy Conversion Congress and Exposition (ECCE), 2012 IEEE, 2012.

[144] N. C. Sahoo, I. Elamvazuthi, P. S. Nursyarizal Mohd Nor și B. P. Lim, „PV panel modelling using Simscape,” în

Energy, Automation, and Signal (ICEAS), 2011 International Conference on, 28-30 December 2011.

[145] I. V. Banu, R. Beniugă și M. Istrate, „Study on temperature for modeling of photovoltaic solar array using

experimental test data,” Acta Electrotechnica (Special Issue Proceedings of the 5th International Conference on

Modern Power Systems MPS 2013, 28-31 May 2013, Cluj-Napoca, România), vol. 54, nr. 5, pp. 51-54, 2013.

[146] T. Townsend, „Simplified Performance Modeling of a Direct-Coupled Photovoltaic Systems, Master's Thesis,”

University of Wisconsin-Madison, 1989.

[147] I. V. Banu, R. Beniuga și M. Istrate, „Comparative Analysis of the Perturb-and-Observe and Incremental

Conductance MPPT Methods,” în Proceedings of the International Symposium on Advanced Topics in Electrical

Engineering (ATEE), 2013.

[150] P. Giroux, G. Sybille (Hydro-Quebec, IREQ) C. Osorio, S. Chandrachood (The Mathworks), Detailed Model of a

100-kW Grid-Connected PV Array, The MathWorks, Inc., 2014.

[151] P. Giroux, G. Sybille, Hydro-Quebec Research Institute (IREQ); C. Osorio, S. Chandrachood, The Mathworks, 100-kW

Grid-Connected PV Array demo detailed model (PVarray_Grid_IncCondReg_det.mdl), MathWorks Files Exchange, 2012.

[153] I. V. Banu, M. Istrate, D. Machidon și R. Pantelimon, „A study on anti-islanding detection algorithms for grid-tied

photovoltaic systems,” în Optimization of Electrical and Electronic Equipment (OPTIM), 2014 International

Conference on, 22-24 Mai 2014.

[155] K. Reddy și V. Agarwal, „Utility-Interactive Hybrid Distributed Generation Scheme With Compensation Feature,”

Energy Conversion, IEEE Transactions on, vol. 22, nr. 3, pp. 666-673, 2007.

[156] K. O. Samaroo, „Methodology of Selection, Setting and Analysis of Anti-Islanding Protection for Distribution

Generation System,” University Of Guyana, Department of Electrical Engineering, 2012.

[157] I. V. Banu și M. Istrate, „Islanding Prevention Scheme for Grid-Connected Photovoltaic Systems in Matlab/

Simulink,” în 49th International Universities' Power Engineering Conference (UPEC 2014), 2-5 Sept. 2014.

[158] M. Liserre, F. Blaabjerg și A. Dell’Aquila, „Step-by-step design procedure for a grid-connected three-phase PWM

voltage source converter,” International Journal of Electronics, vol. 91, nr. 8, pp. 445-460, 2004.

Listă de lucrări publicate


Listă de lucrări publicate

Articole publicate în volumul unor conferințe indexate în baza de date internațională Web of Science,

Thomson Reuters (ISI Proceedings)

I. V. Banu, M. Istrate, D. Machidon, R. Pantelimon „A study on anti-islanding detection algorithms for grid-tied

photovoltaic systems,” Optimization of Electrical and Electronic Equipment (OPTIM), 2014 International Conference

on, IEEE, pp. 655-660, 22-24 May 2014. ISSN 1842-0133. doi: 10.1109/OPTIM.2014.6850940. (indexată IEEE)

D. L. Machidon, M. Istrate, I. V. Banu, „Algorithm based on attractive radius for estimating the lightning

protection efficiency,” Optimization of Electrical and Electronic Equipment (OPTIM), 2014 International

Conference on, IEEE, pp. 27-32, 22-24 May 2014. doi: 10.1109/OPTIM.2014.6850883. (indexată IEEE)

I. V. Banu, R. Beniugă, M. Istrate, “Comparative Analysis of the Perturb-and-Observe and

Incremental Conductance MPPT Methods,” 2013 8th International Symposium on Advanced Topics

in Electrical Engineering (ATEE), IEEE, pp. 1-4, Bucharest, 23-25 May 2013. ISBN: 978-1-4673-5978-

8. doi: 10.1109/ATEE.2013.6563483. (indexată IEEE)

I. V. Banu, M. Istrate, “Modeling of maximum power point tracking algorithm for photovoltaic systems,” Proceedings

of 2012 International Conference and Exposition on Electrical and Power Engineering (EPE 2012), IEEE, pp. 953-957,

Iași, 25-27 Oct. 2012. ISBN: 978-1-4673-1171-7. doi: 10.1109/ICEPE.2012.6463577. (indexată IEEE)

Articole publicate în volumul unor conferințe indexate în baza de date internațională IEEE

I. V. Banu, M. Istrate, „Study on three-phase PV systems under grid faults,” Electrical and Power

Engineering (EPE), 2014 International Conference and Exposition on, IEEE, pp.1132,1137, Iași ,16-

18 Oct. 2014. ISBN: 978-1-4799-5848-1. doi: 10.1109/ICEPE.2014.6970086. (ISI Proceedings)

I. V. Banu, M. Istrate, „Islanding prevention scheme for grid-connected photovoltaic systems in

Matlab/ Simulink,” 49th International Universities’ Power Engineering Conference (UPEC), IEEE,

Cluj-Napoca, pp. 1-6, 2-5 Sept. 2014. doi. 10.1109/UPEC.2014.6934698. (ISBN: 978-1-4799-6556-4)

Articole publicate în reviste sau volumul unor conferințe internaționale BDI sau B+

I. V. Banu, M. Istrate, D. Machidon, R. Pantelimon „Aspects of photovoltaic power plant integration

in the Romanian Power System,” Proceedings of the 9th International Conference on Industrial

Power Engineering (CIEI 2014), Ed. Alma Mater Bacău, pp. 7-12, 2014. (ISSN 2069-9905)

I. V. Banu, M. Istrate, D. Machidon, R. Pantelimon „Study regarding modeling photovoltaic arrays

using test data in MATLAB/ Simulink,” Proceedings of the 6th International Conference on Energy

and Environment (CIEM 2013), Ed. Politehnica Press, pp. 7-12, Bucharest, 2013. (ISSN 2067-0893)

I. V. Banu, R. Beniugă, M. Istrate, “Study on Temperature for Modeling of Photovoltaic Solar Array

using Experimental Test Data,” Proceedings of the 5th International Conference on Modern Power

Systems (MPS 2013), 28-31 Mai 2013, Cluj-Napoca, Acta Electrotehnica, vol. 54, no. 5, pp. 51-54,

Ed. Mediamira, 2013. (revistă BDI categoria B+, ISSN 1841-3323)

R. Beniugă, I. V. Banu, M. Istrate, „Behavior of Doubly-Fed Induction Generator Wind Turbines with

Crowbar System during Grid Faults,” Proceedings of the 5th International Conference on Modern

Power Systems (MPS 2013), 28-31 Mai 2013, Cluj-Napoca, Acta Electrotehnica, vol. 54, no. 5, pp.

59-63, Ed. Mediamira, 2013. (revistă BDI categoria B+, ISSN 1841-3323)

I. V. Banu, M. Istrate, „Modeling and simulation of photovoltaic arrays,” Buletinul AGIR, World Energy Systems. Towards

Sustainable and Integrated Energy Systems - Proceedings of the 9th International World Energy System Conference (WESC),

June 28-30, 2012, Suceava, no. 3, pp. 161-166, 2012. (revistă BDI categoria B+, ISSN-L 1224-7928, ISSN 2247-3548)

http://www.researcherid.com/rid/C-8400-2015

http://www.researcherid.com/rid/C-8400-2015

Documents

Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în ... · PDF file3.3.3.3 Studiu privind compararea modelului de panou fotovoltaic utilizând date experimentale cu cel realizat