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
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 2
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 3
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 4
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 5
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 6
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 7
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 8
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].
2 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme FV
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 9
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 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme FV
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 10
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].
2 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme FV
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 11
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]:
2 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme FV
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 12
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].
2 Aspecte privind componente principale, topologii și sisteme de control pentru sisteme FV
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 13
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 14
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].
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 15
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)
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 16
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
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 17
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)
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 18
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 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 19
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
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 20
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].
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 21
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].
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 22
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
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 23
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
3 Utilizarea instrumentelor Matlab/ Simulink în studiul centralelor electrice fotovoltaice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 24
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 25
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
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 26
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
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 27
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].
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 28
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
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 29
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
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 30
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].
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 31
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].
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 32
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].
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 33
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)
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 34
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].
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 35
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].
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 36
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
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 37
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].
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 38
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
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 39
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
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 40
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
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 41
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
4 Analiza unor regimuri tranzitorii în cazul integrării surselor FV la nivelul rețelelor electrice
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 42
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 43
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 44
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 45
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 46
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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 47
[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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 48
[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
Cercetări privind integrarea surselor fotovoltaice în rețelele electrice Pagina 49
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)