optimizĂri la sistemele electrice - old.unitbv.roold.unitbv.ro/portals/31/sustineri de...

Universitatea Transilvania din Brașov

Școala Doctorală Interdisciplinară

Centrul de cercetare: Sisteme electrice avansate

Ing. Dipl. Sorin Florică Abagiu

OPTIMIZĂRI LA SISTEMELE ELECTRICE

CU CENTRALE FOTOVOLTAICE

OPTIMIZATION OF POWER SYSTEMS WITH PHOTOVOLTAIC

POWER PLANTS

Rezumatul tezei de doctorat

PhD Thesis Abstract

Conducător științific

Prof. dr. ing. Elena HELEREA

BRAȘOV, 2016

OPTIMIZĂRI LA SISTEMELE ELECTRICE CU CENTRALE FOTOVOLTAICE

1

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI CERCETĂRII STIINȚIFICE

UNIVERSITATEA TRANSILVANIA din BRAȘOV

Bd. Eroilor 29, 500036 Brașov, Romania, Tel/Fax: +40 268 410525, +40 268 412088

www.unitbv.ro

D-lui (D-nei) ..............................................................................................................

COMPONENȚA

Comisiei de doctorat

Numită prin ordinul Rectorului Universității „Transilvania” din Brașov

Nr. 7537 din 30.09.2015

PREȘEDINTE: Conf.univ.dr.ing. Carmen GERIGAN

DECAN, Facultatea de Inginerie Electrică și Știința

Calculatoarelor, Universitatea „Transilvania” din Brașov

CONDUCĂTOR ȘTIINȚIFIC: Prof.univ.dr.ing. Elena HELEREA

Universitatea „Transilvania” din Brașov

REFERENȚI: Prof.univ.dr.ing. Mihaela Marilena ALBU

Universitatea ,,Politehnică” din București

Prof.univ.dr.ing. Călin MUNTEANU

Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca

Prof.univ.dr.ing. Dan STOIA

Universitatea „Transilvania” din Brașov

Data, ora și locul susținerii publice a tezei de doctorat: joi, 10.03.2016,

ora 11, în corpul N al Universității Transilvania din Brașov, sala NI1.

Eventualele aprecieri sau observații asupra conținutului lucrării vă rugăm să le

transmiteți în timp util, pe adresa Universității Transilvania din Brașov, Departamentul

de Inginerie Electrică și Fizică Aplicată a Facultății de Inginerie Electrică și Știința

Calculatoarelor.

Totodată vă invităm să luați parte la ședința publică de susținere a tezei de doctorat.

Vă mulțumim !


2

CUPRINS

Pg.

teza

Pg.

rezumat

INTRODUCERE 9 6

1. CENTRALA FOTOVOLTAICĂ – SURSĂ REGENERABILĂ DE ENERGIE 13 9

1.1. Surse regenerabile de energie 13 9

1.1.1. Surse regenerabile de energie și generarea distribuită 13 9

1.1.2. Evoluția surselor fotovoltaice 14 9

1.2. Centrale fotovoltaice 18 10

1.2.1. Structura centralelor fotovoltaice 18 10

1.2.2. Generatorul fotovoltaic 20

1.2.3. Convertorul electronic de putere 22

1.2.4. Interfața cu rețeaua electrică de distribuție 25

1.3. Calitatea energiei electrice furnizate de centrale fotovoltaice 27 11

1.3.1. Cercetări și reglementări 27 11

1.3.2. Condiții de racordare la rețea a centralelor fotovoltaice 32 12

1.4. Concluzii 39

2. MODELAREA ȘI SIMULAREA PANOULUI FOTOVOLTAIC ȘI A

GENERATORULUI FOTOVOLTAIC 40 13

2.1. Modelări actuale ale panoului fotovoltaic 40 13

2.2. Modelări și simulări pentru panoul fotovoltaic tip SYP24245S 46 13

2.2.1 Influența variației radiației solare asupra caracteristicii de curent și

putere pentru un panou fotovoltaic 49 15

2.2.2. Influența variației temperaturii asupra caracteristicilor de curent și

putere pentru un panou fotovoltaic 52 17

2.2.3. Influența variației radiației solare și a temperaturii asupra

caracteristicii de curent și putere pentru un panou fotovoltaic 55 18

2.3. Modelarea și simularea generatorului fotovoltaic 56

2.4. Concluzii 63

3. OPTIMIZAREA PROIECTĂRII CENTRALELOR FOTOVOLTAICE 65 19

3.1. Analiza metodicii de proiectare 65 19

3.1.1. Reglementări, documentație tehnică și noi aspecte în literatura de

specialitate 65 19

3.1.2. Principii de proiectare 70 20

3.1.3. Optimizarea proiectării centralei fotovoltaice în baza metodei

iterative 81 21

3.1.4. Integrarea centralei fotovoltaice în rețeaua electrică de distribuție 87

3.2. Studiu de caz - Proiectarea unei centrale fotovoltaice de medie putere 89 22

3.2.1. Date tehnice și soluția pentru panourile PV 89 22

3.2.2. Invertoare și posturi de transformare 90

3.2.3. Integrarea centralei fotovoltaice Cristuru în rețeaua electrică de

distribuție 93 23

3.3. Concluzii 99

4. MONITORIZAREA INDICATORILOR DE CALITATE ÎN REȚELE

ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE CU CENTRALE FOTOVOLTAICE 101 25

4.1. Impactul centralelor fotovoltaice asupra parametrilor rețelelor electrice de

distribuție 101 25


3

4.1.1. Topologia generării distribuite în rețelele electrice de distribuție 101

4.1.2. Sarcina maximă admisibilă a generării distribuite 104

4.1.3. Impactul generării distribuite asupra căderii de tensiune și scurtcircuitului

105

4.1.4. Influența centralelor fotovoltaice asupra calității energiei electrice în

punctul comun de cuplare 106

4.2. Caracterizarea regimului nesimetric și deformant 107 25

4.2.1. Efecte ale regimului nesimetric și deformant 107 25

4.2.2. Noi indicatori ai regimului nesimetric și deformant în rețelele

electrice de distribuție 108 26

4.3. Modul software pentru monitorizarea regimului deformant și dezechilibrat

în rețele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice 112 27

4.4. Monitorizarea calității energiei electrice în punctul comun de cuplare cu

rețeaua a centralei fotovoltaice 118

4.4.1. Caracteristici și amplasări ale centralelor fotovoltaice 118

4.4.2. Monitorizare, prelucrare date și interpretare 124

4.5. Concluzii 128 34

5. STUDIUL REGIMULUI PERMANENT ÎN REȚELE ELECTRICE DE

DISTRIBUȚIE CU CENTRALE FOTOVOLTAICE 130 35

5.1. Analiza căderilor de tensiune în rețelele electrice de distribuție 130 35

5.1.1. Căderi de tensiune în linii electrice radiale 130

5.1.2. Căderi de tensiune în linii electrice cu consumatori dezechilibrați 134 35

5.2. Analiza pierderilor de putere în rețele electrice de distribuție 137

5.2.1. Pierderi de putere în linii electrice 138 36

5.2.2. Pierderi de putere în transformatoare 138

5.3. Mediul de programare NEPLAN utilizat pentru calculul regimului

permanent 141 37

5.4. Optimizări în rețele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice 143 37

5.4.1. Influența amplasării centralei fotovoltaice asupra circulației de puteri 145 38

5.4.2. Niveluri de tensiune și pierderi de putere în rețeaua test fără

centrală fotovoltaică 146 39

5.4.3. Niveluri de tensiune și pierderi de putere în rețeaua test cu o

centrală fotovoltaică 149 40

5.4.4. Niveluri de tensiune și pierderi de putere în rețeaua test cu două

centrale fotovoltaice 152 42

5.5. Concluzii 156

6. CONCLUZII FINALE ȘI CONTRIBUȚII PERSONALE 157 44

6.1. Concluzii finale 157 44

6.2. Contribuții personale și perspective 165 50

Bibliografie 167 51

Rezumatul tezei de doctorat 175 54

Curriculum Vitae 176 55

CD cu anexe Nr.

pag.

Anexa 1. Scheme electrice monofilare de distribuție 20 kV, Cristuru Secuiesc 3

Anexa 2. Scheme de simulare în EDSA pentru CFV Cristuru 1

Anexa 3. Date monitorizare în PCC la CFV Codlea și CFV Podu-Olt in

30.12.2015 20

Anexa 4. Indicatori orari ai regimului deformant şi dezechilibrat obtinuţi cu

modulul software PS-DEF-DEZ-var1 pentru CFV Codlea și CFV Podu-Olt 2


4

TABLE OF CONTENTS

Pg.

teza

Pg.

rezumat

INTRODUCTION 9 6

1. PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS – RENEWABLE ENERGY SOURCE 13 9

1.1. Renewable energy sources 13 9

1.1.1. Renewable energy sources and distributed generation 13 9

1.1.2. Evolution of photovoltaic sources 14 9

1.2. Photovoltaic power plants 18 10

1.2.1. The structure of photovoltaic power plants 18 10

1.2.2. Photovoltaic generator 20

1.2.3. Power-electronic converter 22

1.2.4. Interface with power distribution network 25

1.3. Power quality supplied by photovoltaic power plant 27 11

1.3.1. Research and regulations 27 11

1.3.2. Terms of the grid connection of photovoltaic power plants 32 12

1.4. Conclusion 39

2. MODELING AND SIMULATION OF PHOTOVOLTAIC PANEL AND

GENERATOR 40 13

2.1. Current modeling of photovoltaic panel 40 13

2.2. Modeling and simulation of SYP24245S photovoltaic panel 46 13

2.2.1 Influence of solar radiation variation on current and power

characteristics of photovoltaic panel 49 15

2.2.2. Influence of temperature variation on current and power characteristics

of photovoltaic panel 52 17

2.2.3. Influence of solar radiation and temperature variation on current and

power characteristics of photovoltaic panel 55 18

2.3. Modeling and simulation of photovoltaic generator. 56

2.4. Conclusion 63

3. OPTIMIZATION DESIGN OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS 65 19

3.1. Analysis of design methodology 65 19

3.1.1. Regulations, technical documentation and new aspects in literature 65 19

3.1.2. Design principles 70 20

3.1.3. Photovoltaic power plant design optimization based on iterative method 81 21

3.1.4. Integration of photovoltaic power plant into power distribution network 87

3.2. Case study - Designing a medium power photovoltaic power plant 89 22

3.2.1. Input technical data and solution for PV panels 89 22

3.2.2. Inverters and transformation substations 90

3.2.3. Integration of Cristuru photovoltaic power plant into power distribution

network 93 23

3.3. Conclusion 99

4. MONITORING QUALITY INDICATORS IN POWER DISTRIBUTION

NETWORKS WITH PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS 101 25

4.1. Impact of photovoltaic power plants on power distribution network

parameters 101 25

4.1.1. Distributed generation in power distribution networks 101

4.1.2. Maximum permissible load of distributed generation 104


5

4.1.3. Impact of distributed generation on voltage drop and short circuit 105

4.1.4. Influence of photovoltaic power plants on power quality at the point

of common coupling 106

4.2. Distorted and unbalanced regime caracterization 107 25

4.2.1. Effects of distorted and unbalanced regime 107 25

4.2.2. New indicators of the distorted and unbalanced regime in power

distribution networks 108 26

4.3. Software for monitoring distorted and unbalanced regime in power

distribution networks with photovoltaic power plants 112 27

4.4. Power quality monitoring at point of common coupling of photovoltaic power

plant with the power network 118

4.4.1. Characteristics and location of photovoltaic power plants 118

4.4.2. Monitoring, data processing and interpretation 124

4.5. Conclusion 128 34

5. STUDY OF PERMANENT REGIME IN POWER DISTRIBUTION NETWORKS

WITH PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS 130 35

5.1. Analysis of voltage drops in power distribution networks 130 35

5.1.1. Voltage drops in radial power lines 130

5.1.2. Voltage drops in power lines with unbalanced loads 134 35

5.2. Analysis of power losses in power distribution networks 137

5.2.1. Power losses in power lines 138 36

5.2.2. Power losses in transfomers 138

5.3. NEPLAN software tool used for the calculation of the permanent regime 141 37

5.4. Optimizations in power distribution networks with photovoltaic power plants 143 37

5.4.1. Impact of grid-connected photovoltaic power plant on power distribution

netwotk 145 38

5.4.2. Influence of photovoltaic power plant location on power flow 146 39

5.4.3. Voltage levels and power losses in test network without photovoltaic

plant 149 40

5.4.4. Voltage levels and power losses in test network with a photovoltaic

plant 152 42

5.4.5. Voltage levels and power losses in test network with two

photovoltaic plants 156

5.5. Conclusion 157

6. FINAL CONCLUSION AND PERSONAL CONTRIBUTIONS 157 44

6.1. Final conclusion 44

6.2. Personal contributions and outlook 50

Bibliography 171 51

Abstract 171 54

Curriculum Vitae 173 55

CD with ANNEXES PP.

Annex 1. Single line diagrams of 20 kV distribution network, Cristuru Secuiesc 3

Anexa 2. EDSA simulation diagrams for CFV Cristuru 1

Anexa 3. Monitoring data at PCC of CFV Codlea and CFV Podu-Olt on 30

December, 2015 20

Anexa 4. Hourly indicators of distorted and unbalanced regime obtained with

PS-DEF-DEZ-var1 software for CFV Codlea and CFV Podu-Olt 2


6

INTRODUCERE

Necesitatea cercetării

Tendințele de adaptare a centralelor fotovoltaice (CFV), în paralel cu dezvoltarea noilor

tehnologii pentru generarea de energie electrică, au adus modificări importante caracteristicilor

sistemelor electrice de distribuție. Energia produsă de centralele electrice fotovoltaice reprezintă o

mică parte din cea injectată în rețea, dar creșterea numărului acestora va avea efect asupra rețelelor

de distribuție, iar dacă ponderea lor va crește semnificativ, va influența și rețelele de transport.

Perspectiva implementării pe scară largă în rețelele electrice de distribuție precum și la utilizatori

a surselor distribuite de energie electrică bazate pe centrale fotovoltaice, determină transformarea

rețelelor pasive în rețele active, în care transferul de energie este bidirecțional și care ridică noi

probleme privind siguranța în exploatare, calitatea și eficiența energetică.

Studiul influenței producerii de energie electrică în apropierea consumatorului, utilizând

centralele fotovoltaice a permis evaluarea corectă a impactului asupra securității echipamentelor

electrice prin măsuri de menținere a nivelului de tensiune în intervalul stabilit prin normative și din

punct de vedere economic asupra pierderilor de putere.

Au fost realizate noi cercetări privind optimizarea rețelele electrice de distribuție cu centrale

fotovoltaice, având ca rezultat stabilirea de proceduri pentru controlul nivelului de tensiune și a

pierderilor de putere în nodurile rețelelor electrice de distribuție.

Regimurile deformante și dezechilibrate sunt procese complexe, care necesită o caracterizare

detaliată. Studiul acestor regimuri în rețelele de distribuțe cu centrale fotovoltaice permite introducerea

și standardizarea unor indicatori ai dezechilibrului și stabilirea de metode adecvate de evaluare.

Efectele regimului dezechilibrat în nodurile rețelelor electrice de distribuție în care sunt

conectate centrale fotovoltaice sunt asemănătoare cu cele produse de regimurile deformante de

creștere a pierderilor de putere cu consecințe negative asupra randamentului de transfer a energiei

electrice. Pentru eliminarea acestor deficiențe sunt necesare noi cercetări privind menținerea nivelului

indicatorilor de calitate a energiei electrice, cu posibilitatea introducerii de noi indicatori, globali.

O analiză pertinentă asupra indicatorilor de calitate a energiei electrice se poate face doar în

cazul în care dezechilibrul este analizat împreună cu perturbațiile introduse de către centralele

fotovoltaice.

Obiectivele tezei de doctorat

Prezenta teză de doctorat are ca obiectiv principal stabilirea de soluții pentru creșterea calității și

eficienței energetice în rețelele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice. Obiectivele specifice

tratate în capitolele prezentei teze de doctorat sunt:

O1. Controlul nivelului de tensiune și a pierderilor de putere în nodurile rețelelor electrice de distribuție

cu centrale fotovoltaice; Stabirea de soluţii pentru optimizarea structuriii centralelor electrice

fotovoltaice în vederea creşterii performanţelor acestora ;

O2. Creşterea calităţii energiei electrice în punctul comun de cuplare al centralei electrice fotovoltaice

prin dezvoltarea de instrumente de monitorizare a indicatorilor de calitate ai energiei electrice cu

considerarea regimului deformant şi dezechilibrat;

O3. Dezvoltarea de soluţii pentru controlul nivelului de tensiune și a pierderilor de putere în nodurile

rețelelor electrice de distribuție în care sunt cuplate centrale electrice fotovoltaice.

Structura tezei

Capitolul 1, intitulat Centrala fotovoltaică - sursă regenerabilă de energie, cuprinde o analiză a

structurii centralelor fotovoltaice, cu avantajele și dezavantajele lor din punct de vedere al eficienței

energetice. Este argumentată necesitatea stabilirii de noi soluții pentru optimizarea structurii

centralelor fotovoltaice, pentru a obține un transfer maxim de putere între generatorul fotovoltaic și

utilizator. Se evaluează impactul panourilor fotovoltaice conectate la o rețea electrică de distribuție și

se pun în evidență aspecte importante, cum sunt : circulația inversă a puterii și prezența distorsiunilor


7

armonice. Calitatea energiei electrice în punctul comun de cuplare al centralelor fotovoltaice este

caracterizată prin indicatori specifici de calitate. Dintre aceștia, variația de tensiune, prezența

armonicilor de tensiune și curent și nesimetria în rețelele electrice sunt indicatori care au relevanță tot

mai mare pentru integrarea centralelor fotovoltaice în rețelele electrice de distribuție.

Capitolul 2, intitulat Modelarea și simularea panoului şi generatorului fotovoltaic, analizează

influența variației temperaturii și a radiației solare asupra caracteristicii de curent și putere a unui

panou fotovoltaic precum și a generatorului fotovoltaic. Pentru modelarea caracteristicii curent-

tensiune a generatorului fotovoltaic, autorul a considerat un panou fotovoltaic de tip Risen Energy

SYP245S, la care se cunosc parametrii celulei fotovoltaice pentru funcționare în condiții de eficiență

maximă. Pentru realizarea modelării autorul a realizat un model echivalent al generatorului fotovoltaic,

în Matlab/Simulink, în care sunt puse în evidență: influența variației radiației solare asupra

caracteristicii de putere și curent la temperatură constantă; influența variației temperaturii asupra

caracteristicilor de putere și curent la radiație solară constantă; influența variației radiației solare și a

temperaturii asupra caracteristicii de putere și curent. Rezultatele obținute sunt prezentate grafic și

tabelar. Din analiza efectuată se deduc următoarele concluzii: ecuațiile fizice prezentate descriu corect

modelul PV și sunt utile pentru modelarea în Matlab/Simulink a generatorului fotovoltaic; modelul

propus este util ca model de bază pentru efectuarea de studii în domeniul modelării PV.

Capitolul 3, intitulat Optimizarea proiectării centralelor fotovoltaice, prezintă și analizează

etapele și procedurile de proiectare a centralelor fotovoltaice. Sunt analizate cele mai utilizate

programele software pentru dimensionarea și simularea performanțelor centralelor fotovoltaice

conectate la rețea sau cu funcționare autonomă. Sunt sintetizate cercetările actuale privind tehnicile

de optimizare pentru proiectarea centralelor fotovoltaice și principalii parametri care influențează

dimensionarea centralelor fotovoltaice conectate la rețea. Se arată că în prezent, sunt luate în

considerare, din punct de vedere cantitativ, beneficiile tehnice ale inserării generării distribuite cu CFV

în rețeaua de distribuție a energiei electrice, ca indicator al îmbunătățirii profilului de tensiune și al

reducerii pierderilor din linii, dar există efecte negative pe care conectarea CFV la rețea le poate cauza

după conectarea la rețeaua electrică, în special asupra variațiilor de tensiune, căderilor de tensiune și

scurtcircuitului în rețele electrice de distribuție. Aceste deficiențe sunt sumarizate prin realizarea unui

studiu de caz de proiectare a unei centrale fotovoltaice de medie tensiune și a racordului acesteia la

rețeaua electrică.

Capitolul 4, intitulat Monitorizarea indicatorilor de calitate în rețele electrice de distribuție cu

centrale fotovoltaice prezintă integrarea centralelor fotovoltaice în rețele electrice de distribuție și

modulul software pentru monitorizarea regimului deformant și dezechilibrat. Sunt studiate și prezentate

efectele conectării centralelor fotovoltaice în rețelele electrice de distribuție asupra calității energiei

electrice și sunt introduși indicatorii regimului nesimetric și deformant în rețelele electrice de distribuție.

Pentru studiul noilor indicatori ai calității energiei electrice s-a adaptat și implementat modulul PS-DEF-

DEZ-var 1 care s-a utilizat în studiul de caz pentru două centrale fotovoltaice: Podul Olt și Codlea.

Capitolul 5, intitulat Studiul regimului permanent în rețele electrice de distribuție cu centrale

fotovoltaice, tratează o temă de mare actualitate, cea a creșterii calității transferului de energie și a

eficienței energetice în rețelele electrice de distribuție de joasă tensiune în care sunt conectate

centrale fotovoltaice. Sunt analizate și sintetizate modalitățile de calcul a căderilor de tensiune și ale

pierderilor de putere în funcție de parametrii liniei electrice și a consumatorilor. Pentru studiul regimului

permanent în rețele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice, autorul a considerat două rețele

test, la care distanța dintre noduri este de 100 m și de 300 m, pentru cazurile în care la rețelele test se

conectează o centrală electrică de putere 320 kW și respectiv, două centrale electrice având împreună

320 kW. Aceste rețele test au fost implementate în programului NEPLAN și s-au stabilit căderile de

tensiune precum și pierderile de putere. Rezultatele obținute sunt prezentate grafic și tabelar. Analiza

efectuată arată că este mai eficient să se funcționeze cu rețeaua electrică având conectate două s-au

mai multe centrale fotovoltaice pentru a obține creșterea calității transferului de energie și a eficienței

energetice în rețelele electrice de distribuție de joasă tensiune în care sunt conectate centrale

fotovoltaice.

Capitolul 6, intitulat Concluzii finale și contribuții personale, prezintă concluziile generale

desprinse din lucrare, contribuțiile personale, diseminarea rezultatelor științifice, precum și direcțiile

viitoare privind continuarea acestei cercetări.


8

Diseminarea rezultatelor

Rezultatele obținute pe durata cercetării doctorale au fost prezentate în rapoartele de cercetare

și în cele 14 articolele publicate în volume ale conferințelor naționale și internaționale, din care 10

lucrări ca prim autor, 5 lucrări indexate în baze de date ISI proceedings și 4 lucrări indexate în baze de

date internaționale din care 2 lucrări în curs de publicare.

Valoarea aplicativă a tezei de doctorat

Rezultatele teoretice și experimentale obținute în cadrul prezentei teze de doctorat au valoare

aplicativă și pot fi utilizate în viitor pentru: monitorizarea indicatorilor de calitate a energiei electrice în

punctul comun de cuplare a centralelor fotovoltaice; îmbunătățirea procedurilor pentru optimizarea

rețelele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice; controlul nivelului de tensiune și a pierderilor de

putere în nodurile rețelelor electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice.

Mulțumiri

Doresc să adresez mulțumiri conducătorului științific Prof.Univ. Dr. Ing. Elena HELEREA, pentru

îndrumarea și coordonarea pregătiri mele doctorale, pentru sprijinul și ajutorul constant cu sfaturi

substanțiale în realizarea tezei de doctorat.

Mulțumesc comisiei de doctorat Prof.Univ. Dr.Ing. Mihaela Marilena ALBU, Prof.Univ. Dr.Ing.

Călin MUNTEANU, Prof.Univ. Dr.Ing. Dan STOIA și decanului Facultății IESC Conf. Dr.Ing. Carmen

GERIGAN pentru deosebita onoare pe care mi-au făcut-o, acceptând propunerea de a face parte din

comisia de doctorat, pentru atenția cu care s-au aplecat asupra lucrării și pentru sfaturile acordate.

Totodată, mulțumesc colectivului din Departamentul de Inginerie Electrică și Fizică Aplicată din

Facultatea de Inginerie Electrică și Știința Calculatoarelor de la Universitatea Transilvania Brașov

pentru sprijinul acordat, precum și tuturor celor care au citit teza, pentru comentariile și sugestiile lor în

vederea rafinării ideilor.

Mulțumesc, în mod deosebit, colegilor mei Dr.Ing. Ionel LEPADAT și Dr.Ing. Cătălin MIHAI

pentru nenumăratele discuții, consultări, idei și rezolvări de probleme tehnice și științifice și pentru

sprijinul acordat.

Vreau să mulțumesc conducerii societății ELECTRICA SA. (din care fac parte) și în mod special

colegilor, pentru ajutorul acordat.

În final, dar nu în ultimul rând, doresc să mulțumesc soției mele pentru răbdarea, înțelegerea și

suportul moral acordat fără de care cu greu aș fi dus la bun sfârșit această lucrare.


9

1. CENTRALA FOTOVOLTAICĂ – SURSĂ REGENERABILĂ DE ENERGIE

1.1. Surse regenerabile de energie

1.1.1. Surse regenerabile de energie și generarea distribuită

În ultimii ani, conceptul surselor de energie distribuită (DER - Distributed Energy Resources),

care permite instalarea și conectarea surselor de energie regenerabile la rețelele electrice de

distribuție, a câștigat tot mai mult teren datorită beneficiilor tehnice, economice și de mediu [1]. Printre

aceste surse de generare distribuită, centralele fotovoltaice (PV) au avut o penetrare semnificativă în

sistemele electroenergetice [2], [3].

Sursele regenerabile de energie sunt integrate în rețelele electrice de distribuție, asigurând

creșterea performanțelor prin [4]: îmbunătățirea profilului tensiunii, reducerea pierderilor, creșterea

calității energiei electrice și a fiabilității alimentării utilizatorilor.

Termenul de generare distribuită se referă la generarea de energie electrică în apropierea

locului de consum, prin generatoare de putere mică, conectate uzual la rețeaua electrică de distribuție.

Într-un mod mai comun, generarea distribuită poate fi definită ca o generare de energie electrică în

rețelele electrice de distribuție la utilizator, având ca scop asigurarea unor surse de energie electrică

activă.

Producerea de energie electrică utilizând surse de energie distribuite de capacitate redusă

permite furnizarea de energie electrică în apropierea utilizatorilor, devenind astfel un supliment pentru

energia produsă centralizat, cu beneficii prin reducerea pierderilor de energie electrică în timpul

transportului și a costurilor generate de modernizarea rețelelor de distribuție. În ceea ce îi privește pe

utilizatori, costurile reduse, fiabilitatea ridicată, calitatea bună a energiei electrice și o anumită

autonomie a rezervelor de energie, sunt aspectele care interesează în momentul adoptării soluției de

producere a energiei prin surse de energie distribuite, dar acest lucru este posibil numai cu investiții

suplimentare. Prin utilizarea generării distribuite în domeniul tehnologiilor energetice regenerabile, cum

sunt cele eoliene, solare și hidroelectrice, se asigură un efect benefic asupra mediului înconjurător.

Sistemul de generare distribuită se compune din:

a) generatoare alimentate din surse regenerabile de energie (SRE) – excepție făcând

hidrocentralele mari (P>10 MW) și centrale eoliene de mare putere;

b) sisteme de cogenerare sau sisteme CHP (Combined Heat and Power) – pentru producerea

combinată de energie termică și energie electrică (cogenerare);

c) generatoare de rezervă – în situațiile în care generarea centralizată nu corespunde cerințelor,

nevoilor sau are un cost ridicat.

În practică, generarea distribuită presupune unități de generare de putere relativ mică,

amplasate în apropierea utilizatorului, cu scopul de a satisface nevoile acestuia, a sprijini funcționarea

rețelei deja existente. Puterea acestor generatoare se încadrează, în general, în limita a maxim 50

MW.

Dintre sursele regenerabile de energie fac parte: energia eoliană, energia solară, energia apei,

energia hidraulică, energia geotermică, energia de biomasă.

Implementarea surselor de energie regenerabile în sistemul energetic național reprezintă o

prioritate a politicii în domeniul energetic.

Din punct de vedere al caracteristicilor surselor regenerabile de energie, centralele fotovoltaice

reprezintă o soluție eficientă.

1.1.2. Evoluția surselor fotovoltaice

Unitatea de bază a centralei fotovoltaice este celula fotovoltaică (PV). În mod uzual, o celulă PV

are o putere electrică între 1 și 2 W. Pentru a mări puterea, celulele PV sunt conectate electric pentru

a forma unități mai mari, numite module (panouri). Practic, un modul (panou) PV constă din celule PV

conectate în serie. Modulele (panourile), la rândul lor, pot fi conectate în serie și/sau paralel pentru a

https://ro.wikipedia.org/wiki/Energie_eolian%C4%83

https://ro.wikipedia.org/wiki/Energie_solar%C4%83

https://ro.wikipedia.org/wiki/Energie_hidraulic%C4%83

https://ro.wikipedia.org/wiki/Energie_hidraulic%C4%83

https://ro.wikipedia.org/wiki/Energie_geotermic%C4%83

https://ro.wikipedia.org/wiki/Energie_de_biomas%C4%83


10

forma unități mai mari, numite stringuri (șiruri) fotovoltaice (PV). Stringurile PV conectate în serie

și/sau paralel constituie o arie PV, a cărei definiție a fost adoptată în ANSI/IEEE Std.928-1986.

Tehnologia fotovoltaică a devenit un actor major în sectorul producerii energiei electrice la nivel

mondial și este în prezent una dintre cele mai dezvoltate tehnologii pentru SRE, fiind scalabilă de la

aplicații rezidențiale până la aplicații industriale sau comerciale.

Conform raportului IEA-PVPS (International Energy Agency–Photovoltaic Power System) pe

2015 [7], puterea instalată din surse fotovoltaice la nivel mondial este în prezent de 177 GW. Europa

rămâne lider mondial în ceea ce privește capacitatea cumulat instalată din surse PV, cu 87,788 GW la

finele anului 2014.

Evoluția capacității centralelor fotovoltaice în Europa în perioada 2000-2014 este prezentată în

Fig. 1.1.

Fig.1.1. Evoluția capacității centralelor fotovoltaice în Europa în perioada 2000-2014

Din Fig.1.1 se observă că în Europa în anul 2000, puterea instalată a surselor fotovoltaice era

de 129,00 MW iar în anul 2014 s-a ajuns la o putere instalată de 87.788 MW, ceea se înseamnă o

creștere a capacității cumulat instalată cu 87.659 MW.

România are un potențial semnificativ de producere a energiei electrice din surse fotovoltaice. În

Fig. 1.2 este prezentată evoluția capacităților centralelor fotovoltaice în România în perioada 2000-

2014.

Fig.1.2. Evoluția capacității centralelor fotovoltaice în România în perioada 2010-2014

Din Fig.1.2 se observă că în România în anul 2000 puterea instalată a surselor fotovoltaice era

de 0,00 MW, iar în anul 2014 s-a ajuns la o putere instalată de 1.230 MW.

Evoluția puterii instalate în centralele fotovoltaice în perioada 2010-2014 arată o dezvoltare

puternică a acestui sector într-o perioadă de 4 ani.

1.2. Centrale fotovoltaice

1.2.1. Structura centralelor fotovoltaice

În funcție de componența convertorului electronic de putere, centralele fotovoltaice pot fi:

Centralele fotovoltaice simplu etaj, la care convertorul are un singur etaj de conversie c.c.-c.a;

Centralele fotovoltaice multi etaj, la care convertorul are mai multe etaje de conversie c.c.-c.c.-c.a.

Centrala fotovoltaică este formată din:

generatorul fotovoltaic (PV);

convertorul electronic de putere;

interfața cu rețeaua electrică de distribuție.

În Fig. 1.3 este prezentată schema bloc a unei centrale fotovoltaice simplu etaj.


11

Fig. 1.3. Schema bloc a unei centrale fotovoltaice simplu etaj

Sistemul fotovoltaic simplu etaj permite reglarea punctului de putere maxima (MPPT), atât prin

reglarea tensiunii continue, cât și prin transferul puterii la rețea. Așa cum se arată în Fig.1.3, de pe

partea de c.a. a convertorului VSC, sistemul PV este interfațat cu rețeaua electrică de distribuție în

punctul comun de cuplare (PCC) printr-un filtru trece-jos și un transformator de separare.

1.3.Calitatea energiei electrice furnizate de centrale fotovoltaice

1.3.1.Cercetări și reglementări

Rețelele de distribuție a energiei electrice – ca parte a sistemelor electroenergetice - sunt

proiectate pentru a funcționa cu tensiune sinusoidală. Abaterea variației în timp a tensiunii de la o

undă sinusoidală ideală reprezintă un aspect fundamental al calității energiei electrice.

În [18] se identifică și se analizează posibile scenarii privind ameliorarea calității energiei

electrice într-o rețea electrică de distribuție prin examinarea impactului sarcinilor rezidențiale neliniare,

cum ar fi vehiculele electrice și invertoarele centralelor fotovoltaice.

În [19] se sintetizează problemele legate de funcționarea rețelelor electrice de distribuție

datorate integrării unui număr mare CFV, un caz studiat fiind creșterea tensiunii în cablurile de

distribuție ca rezultat al circulației inverse a puterii, în special în condițiile de cerere mică și penetrare

mare. Se evaluează efectul unor niveluri ridicate de penetrare asupra calității energiei electrice în

rețelele electrice de distribuție rezidențiale. Au fost luate în considerare diferite scenarii privind nivelul

de penetrare și nivelul de radiație solară în condițiile variației sarcinii, cu utilizarea softului de

modelare-simulare Matlab/Simulink. Asigurarea unui nivel al calității energiei electrice în rețele

electrice de distribuție în care sunt conectate și centralele fotovoltaice este o sarcină complexă datorită

comportamentului din punct de vedere al distorsiunilor armonice, modificării profilului tensiunii și a

funcționarii numai pe timp de zi.

În [20] se evaluează impactul panourilor fotovoltaice conectate la o rețea electrică de distribuție

și aspecte importante, cum sunt circulația inversă a puterii și analiza distorsiunilor armonice.

O problemă majoră o reprezintă curenții distorsionați produși și injectați de centralele

fotovoltaice în rețelele electrice de distribuție la care sunt conectate. Prezența unui număr mare de

centralele fotovoltaice conectate la rețea creează noi probleme legate de sistemele de protecție și de

calitate a energiei electrice.

În [21], energia electrică este prezentată ca un produs a cărui calitate este dat de un ansamblu

de caracteristici specificate. Pentru a asigura și menține la un anumit nivel calitatea energiei electrice

este definit setul de indicatori ai calității energiei electrice, în vederea elaborării unor recomandări și

anume: variația frecvenței, variația de tensiune, variația formei de undă a tensiunii și curentului

(poluarea cu armonici) și nesimetria tensiunilor în rețeaua trifazată.

În prezent sunt elaborate și implementate o serie de standarde tehnice privind calitatea energiei

electrice produsă de centralele fotovoltaice (PV) conectate la rețeaua electrică de distribuție.

Standardul IEEE 929-2000: Practica recomandată pentru interfața cu rețeaua electrică a

sistemelor fotovoltaice, reprezintă un ghid privind echipamentele și funcțiile necesare pentru a asigura


12

funcționarea compatibilă a sistemului PV conectat în paralel cu rețeaua electrică publică și include

aspecte privind: securitatea personalului, echipamentul de protecție, calitatea energiei electrice,

funcționarea rețelei de utilități.

În ceea ce privește calitatea energiei livrate de sistemului PV, standardul IEEE 519-1992:

Practica recomandată și cerințele pentru controlul armonicilor în sistemele electrice de putere, prezintă

limitele tensiunii și curentului în Punctul Comun de Cuplare (PCC). Standardul stabilește limitele de

5% pentru factorii THD de tensiune și curent pe care producătorul trebuie să le asigure la livrarea

energiei electrice către consumator. Acest standard indică, de asemenea, limitele procentuale ale

armonicilor la ieșirea principală a sistemului PV.

Standardul IEC 61727 (echivalent EN 61727): Sisteme fotovoltaice (PV) – Caracteristicile

interfeței cu rețeaua stabilește cerințele interfeței dintre sistemul PV și rețeaua electrică. Referitor la

calitatea energiei electrice și în particular, la armonici, sunt acceptabile niveluri joase ale armonicilor

de curent și tensiune.

Când sunt definite limitele pentru armonici, este luat întotdeauna în considerație factorul THD. În

particular, diferite limite sunt date pentru curent, 5% pentru THDI și tensiune, 2% pentru THDU, cu un

maxim de 1 % pentru armonicile de tensiune. De exemplu, în Italia, limitele armonicilor sunt date

considerând doar factorul THD.

1.3.2. Condiții de racordare la rețea a centralelor fotovoltaice

Centralele fotovoltaice trebuie să îndeplinească anumite cerințe tehnice minimale pentru a fi

racordate la rețelele electrice publice, astfel încât să poată fi asigurată funcționarea în siguranță a

sistemelor electroenergetice respective. Integrarea centralelor fotovoltaice în mod descentralizat, în

apropierea consumatorilor, mai ales în rețelele de distribuție de medie tensiune și joasă tensiune pot

produce instabilitate în funcționarea rețelelor electrice cu generare distribuită prin centrale PV. Din

acest motiv, organisme autorizate pentru reglementare în domeniul energetic au stabilit coduri

(condiții) privind racordarea centralelor fotovoltaice la rețelele electrice de distribuție.

Au fost stabilite astfel de coduri în primul rând, în Germania, după care și alte țari au adoptat

propriile coduri, iar în alte state, acestea sunt în pregătire.

Directiva adoptată în cadrul Energy Economy Law (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG),

denumită German Grid Codes, are rolul de a asigura siguranța și fiabilitatea funcționării rețelelor

electrice cu generare distribuită. Cerințele sunt particularizate pentru rețelele electrice de medie

tensiune și de joasă tensiune.

Există patru categorii de condiții pentru conectarea centralelor fotovoltaice în rețelele electrice

de distribuție, la medie tensiune, referitoare la: dynamic grid support, regimul de scurtcircuit, controlul

puterii active, controlul puterii reactive.

Codurile de rețea stabilite drept condiții de conectare la rețeaua electrică a centralelor

fotovoltaice reprezintă un instrument pentru asigurarea stabilității sistemului în condițiile generării

distribuite, în același timp cresc costurile pentru producătorii de centrale fotovoltaice: pentru

proiectarea și implementarea invertoarelor, liniilor electrice si transformatoarelor din structura

centralelor fotovoltaice, sporite de cerința de a produce putere reactivă.

În Romania, astfel de condiții au fost stabilite de către Autoritatea Națională de Reglementare în

domeniu Energiei (ANRE) prin Norma tehnică Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de

interes public pentru centralele electrice fotovoltaice (Ordinul nr. 30/2013, completat cu Ord.

nr.74/2013), prin care condițiile de racordare la rețea sunt stabilite diferențiat pentru două tipuri de

centrale fotovoltaice:

• Centrale fotovoltaice dispecerizabile (CFVD), cu puterea instalată mai mare de 5 MW;

• CFVND - Centrale fotovoltaice nedispecerizabile, cu puterea instalată mai mică sau egală cu 5 MW.


13

2. MODELAREA ȘI SIMULAREA PANOULUI FOTOVOLTAIC ŞI A GENERATORULUI

FOTOVOLTAIC

2.1. Modelări actuale ale panoului fotovoltaic

În literatura de specialitate, pentru diferite topologii de convertoare și condiții de mediu, s-a

studiat și determinat punctele de funcționare corespunzătoare puterii maxime la diferite niveluri de

radiație solară și temperatură.

Relația dintre curentul și tensiunea unui generator PV variază pe durata unei zile în funcție de

condițiile de mediu. Pentru a găsi punctele de putere maxime MPP pe care o poate genera PV-ul, este

important să se pună în concordanță caracteristica I=f(U) cât mai aproape de valorile reale este foarte

important să se aleagă caracteristica I=f(U) a panoului fotovoltaic în concordanță cu caracteristica

I=f(U) a sarcinii.

O abordare generală pentru controlul reacției puterii este măsurarea și maximizarea puterii

aplicate la bornele sarcinii și ia în considerare că puterea maximă a PV-ului este egală cu puterea

maximă a sarcinii. Această metodă, numită și metoda conectării directe, este aplicabilă în cazul

conectării directe a sarcinii la PV și în acest fel se maximizează de fapt puterea aplicată sarcinii și nu

puterea maximă pe care o debitează PV-ul. Metoda cuplării directe nu poate extrage automat puterea

maximă a modulului dacă condițiile de temperatură și radiație solară se schimbă. De aceea parametrii

sarcinii și ai PV-ului trebuie atent selectați.

Pentru că puterea generată de PV depinde de nivelul de radiație și temperatură, o problema

majoră care trebuie depășită este extragerea puterii maxime disponibile la modificarea condițiilor de

mediu în care operează acesta. În acest sens este implementat așa numitul Maximum Power Point

Tracker (MPPT), care este un dispozitiv de urmărire și extragere a puterii maxime a PV-ului. Acest

dispozitiv este un convertor c.c.-c.c. înserat între PV și sarcina electrică a acestuia. Acest convertor

este controlat după diferite tipuri de algoritmi, încercându-se găsirea celor mai eficiente soluții pentru

extragerea puterii maxime.

Astfel, controlul extragerii de putere maximă poate preveni scăderea tensiunii PV-ului atunci

când puterea sarcinii crește în mod excesiv. Pentru un sistem fără MPPT, tensiunea va tinde foarte

repede spre zero. Acest fenomen poate fi înțeles cu ușurință din studierea caracteristicii curent-

tensiune a PV-ului. Un sistem ce conține un MPPT evită căderea tensiunii prin menținerea punctului

de funcționare al PV-ului în punctul de putere maximă (MPP) [33].

Cel mai frecvent algoritm MPPT utilizat este „Perturbă și Observă” (P & O), datorită ușurinței

sale de punere în aplicare în forma sa de bază. Cu toate acestea, există unele limitări, cum ar fi

oscilații în jurul punctului maxim în regim staționar, viteză de răspuns lentă și chiar de urmărire în mod

greșit la schimbarea rapidă a condițiilor atmosferice [34], [35].

Cercetări actuale privind diferite tehnici de reglare a Punctului de Putere Maximă a centralelor

fotovoltaice sunt prezentate în [36], [37].

Pentru găsirea Punctului de Putere Maximă a Centralelor fotovoltaice, în literatura de

specialitate [38], [39], [40] s-a realizat simularea funcționării PV în Matlab/Simulink.

S-au efectuat simulări pentru cazul când elementul de bază al generatorului fotovoltaic este

celula fotovoltaică cu o diodă [41], [42], celula fotovoltaică cu doua diode [43] și celula fotovoltaică cu

trei diode [44].

2.2. Modelări și simulări pentru panoul fotovoltaic tip SYP24245S

Puterea electrică furnizată de o celulă fotovoltaică nu este suficientă pentru consumatorii

rezidențiali și industriali. Pentru a crește puterea, celulele fotovoltaice se conectează în serie pentru ca

tensiunea la borne să crească și astfel se obține un panou PV. Panourile PV se conectează în serie

pentru creșterea tensiunii și în paralel pentru creșterea curentului. Aceste conectări ale panourilor PV

serie/paralel formează generatorul fotovoltaic.

O proiectare optimală a generatorului fotovoltaic necesită cunoașterea familiei de caracteristici

I=f(U) și P=f(U) pentru diferite niveluri de radiație solară G și temperaturi T. Scopul studiului de caz


14

este de a dezvolta o metodă de obținere a caracteristicilor I=f(U) și P=f(U), în vederea realizării unei

analize comparative a performanțelor celulelor, panourilor și generatorului fotovoltaic.

Pentru o modelare eficientă este necesară cunoașterea parametrilor celulei fotovoltaice și a

funcționării în condiții de eficiență maximă, autorul a considerat un panou fotovoltaic de tip Risen

Energy SYP245S, cu următorii parametri: Puterea maxima, Pmax=245 [W]; Tensiunea la Pmax,

Ump=30,3 [V]; Curentul la Pmax, I=8,09 [A]; Curentul de scurtcircuit, Isc=8,34 [A]; Tensiunea în circuit

deschis, Uoc=37,3 [V]; Coeficientul de temperatura pentru Isc, α=0,003/°C; Coeficientul de temperatura

pentru Uoc, β=-0,32 /°C.

Modelarea realizată de autor ia în considerare relațiile (2.34) - (2.41).

Modelul realizat de autor pentru un panou PV, este caracterizat, în condiții de referință, de

următoarele ecuații:

1exp1

21

oc

rscref

UC

UCII

(2.34)

unde:

oc

mp

sc

mp

UC

U

I

IC

2

1 exp1

(2.35)

sc

mp

oc

mp

I

I

U

U

C

1ln

1

2 (2.36)

Pentru a adapta ecuația (2.34) la diferite niveluri de radiație solară G și temperatură T, se

utilizează următoarele relații:

refTTT (2.37)

sc

refref

IG

GT

G

GI

1 (2.38)

IRTU s

(2.39)

de unde rezultă, pentru un punct de funcționare:

UUU ref

(2.40)

III ref

(2.41)

unde: Iref - curentul de referință, Uref - tensiunea de referință, Ump - tensiunea în punctul de putere

maximă, Imp - curentul în punctul de putere maximă, Isc - curentul de scurtcircuit, Uoc - tensiunea la

funcționarea în gol, Tref - temperatura de referință, T - temperatura la care funcționează generatorul

PV, Gref - radiația solară de referință, G - radiația solară la care funcționează generatorul PV, ∆T -

diferența de temperatură, ∆G - diferența de radiație solară, ∆U - tensiunea generată de panou PV

peste cea de referință și ∆I - curentul generat de panou PV peste cel de referință.

Modelul echivalent realizat de autor în Matlab/Simulink pentru panoul fotovoltaic analizat este

prezentat în Fig. 2.4.

Modelul în Matlab/Simulink este format din următoarele blocuri:

- "Mux" combină mai multe semnale de intrare într-o singură ieșire, o intrare poate fi un semnal scalar

sau vector.

- "Constant" generează o valoare reală sau complexă;

- "Fcn" aplică expresia matematică specificată la intrarea sa;

- "Rampă" generează un semnal care începe la un moment dat având o rată specificată;

- "Gain" multiplică valoarea de intrare cu o constanta specificată.

- Blocul "Produs" are la ieșire rezultatul înmulțirii a două semnale de la intrare.

Rezultatele obținute sunt prezentate în Fig. 2.5, Fig.2.6, Fig. 2.9, Fig.2.10, Fig. 2.13, și

Fig.2.14, în care sunt puse în evidență următoarele:


15

Fig. 2.4. Implementarea modelului PV de tip Risen Energy SYP245S în Matlab/Simulink

a) Influența variației radiației solare asupra caracteristicii de putere și curent pentru un panou

fotovoltaic, la temperatură constantă;

b) Influența variației temperaturii asupra caracteristicilor de putere și curent pentru un panou

fotovoltaic, la radiație solară constantă;

c) Influența variației radiației solare și a temperaturii asupra caracteristicii de putere și curent pentru un

panou fotovoltaic.

2.2.1 Influența variației radiației solare asupra caracteristicii de curent și putere pentru un

panou fotovoltaic

În Fig. 2.5 și Fig. 2.6 sunt prezentate caracteristicile I=f(U) și P=f(U) la radiație solară de 1000

W/m2, 800 W/m

2, 600 W/m

2 400 W/m

2 și 200 W/m

2 la temperatură constantă egală cu T=298,15 K.

Fig. 2.5. Caracteristicile I=f(U) pentru diferite

niveluri ale radiației solare (T=298,15 K)

Fig. 2.6. Caracteristicile P=f(U) în pentru diferite

niveluri ale radiației solare (T=298,15 K)

Din Fig. 2.5 și Fig. 2.6 se observă ca modificarea radiației solare în condiții de temperatură

constantă are influență asupra valorii curentului și a tensiunii produse de panoul PV de tip Risen

Energy SYP245S, astfel:

- În zona (1) curentul rămâne constant pentru fiecare caracteristică, dar scade odată cu scăderea

radiației solare, indiferent de tensiune, pentru această regiune, panoul PV de tip Risen Energy

SYP245S funcționează ca un generator de curent. Valoarea tensiunii este aceeași pentru toate

caracteristicile;


16

- În zona (2), zona intermediară sunt reprezentate valorile curentului pentru o funcționare optimă a

panoului PV de tip Risen Energy SYP245S, unde poate fi determinat punctul de putere maximă.

Scăderea valorii radiației solare are ca efect scăderea valorii punctului de putere maximă;

- În zona (3) are loc o variație a puterii care corespunde unei tensiuni aproape constante pentru

fiecare caracteristică, în acest caz panoul PV de tip Risen Energy SYP245S este comparabil cu un

generator de tensiune. În acestă zonă, scăderea valorii radiației solare are ca efect scăderea valorii

curentului și a tensiunii, iar în cazul radiației solare de 200 W/m2 tensiunea și curentul sunt egale cu

zero.

În Fig. 2.7 este prezentată caracteristica I=f(U) și P=f(U) la radiație solară de 1000 W/m2, 800

W/m2, 600 W/m

2, 400 W/m

2 și 200 W/m

2, la temperatura de referință egală cu T=298,15 K, furnizate de

producător. Din Fig.2.8. se observă că valorile puterilor maxime furnizate de producător și cele

obținute prin simulare în Matlab/Simulink, pentru diferite valori ale radiației solare sunt identice.

În Tabel 2.3. sunt prezentate incertitudinile caracteristicilor obținute prin simulare în

Matlab/Simulink la 1000 W/m2, 800 W/m

2, 600 W/m

2, 400 W/m

2 și 200 W/m

2 la temperatură constantă

egală cu T=298,15 K.

Fig. 2.7. Caracteristicile I=f(U) și P=f(U) pentru

radiații solare de 1000 W/m2, 800 W/m

2, 600

W/m2, 400 W/m

2, 200 W/m

2 și temperatură

T=298,15 K, furnizate de producător

Fig. 2.8. Compararea valorilor puterilor

maxime furnizate de producător și obținute prin

simulare în Matlab/Simulink, pentru diferite valori

ale radiației solare

Incertitudinea caracteristicilor obținute sunt prezenate în Tabelul 2.3.

Tabel 2.3. Incertitudinea caracteristicilor P=f(U), la radiație solară de 1000 W/m2, 800 W/m

2, 600

W/m2, 400 W/m

2 și 200 W/m

2 și temperatură constantă egală cu 298,15 K.

Puncte de

funcționare

Niveluri de radiație solară G

G=1000

[W/m2]

G=800

[W/m2]

G=600

[W/m2]

G=400

[W/m2]

G=200

[W/m2]

scc Isc

[A] 0,00 3,40 2,81 16,80 4,05

în gol Uoc

[V] 0,00 1,10 1,11 3,24 5,59

MPP

Imp

[A] 1,83 1,88 0,64 0,32 9,03

Ump

[V] 2,42 2,52 2,63 2,81 2,89

Pmp

[W] 0,61 0,53 1,86 2,96 10

Din Tabelul 2.3 se observă că nivelul incertitudinilor parametrilor obținuți de la producător și prin

simulare sunt sub 10 %. Modelul propus poate fi util pentru a servi ca model de bază pentru

efectuarea de studii în domeniul modelării generatorului fotovoltaic.


17

2.2.2. Influența variației temperaturii asupra caracteristicilor de curent și putere pentru un

panou fotovoltaic

Pentru a urmări influența temperaturii mediului ambiant asupra puterii produse de PV s-au

determinat caracteristicile I=f(U) și P=f(U) la radiație solară constantă și variații de temperatură, Fig.

2.9 și Fig. 2.10.

Fig. 2.9. Caracteristicile I=f(U) la G=1000W/m

2

și diferite valori de temperatură

Fig. 2.10. Caracteristicile P=f(U) la

G=1000W/m2 și diferite valori de temperatură

Efectele creșterii temperaturii mediului ambiant asupra PV de tip Risen Energy SYP245S sunt

următoarele:

În zona (1) se menține valoarea curentului constantă pentru fiecare caracteristică; scăderea

valorii tensiunii, având ca rezultat reducerea puterii; se funcționează ca generator de curent.

În zona (2) valorile curentului pentru o funcționare optimă a generatorului, unde poate fi

determinat punctul de putere maximă; pentru fiecare caracteristică se menține valoarea curentului în

punctul de putere maximă; pentru fiecare caracteristică scade valoarea tensiunii în punctul de putere

maximă; scade valoarea puterii produse de panoul fotovoltaic.

În zona (3) se produce o variație a puterii care corespunde unei tensiuni aproape constante

pentru fiecare caracteristică, în acest caz panoul PV este comparabil cu un generator de tensiune.

În Fig. 2.11 este prezentată caracteristica I=f(U) la temperatură de T=263,15 K, T=273,15 K,

T=298,15 K și T=323,15 K și radiație solară G=1000 W/m2.

Fig.2.11. Caracteristicile I=f(U) pentru temperatura

T=263,15 K, T=273,15 K, T=298,15 K și T=323,15

K la radiație solară constantă cu 1000 W/m2

Fig. 2.12. Caracteristicile Pr(Gr,Tr)=f(U)

obținute de la producător și prin simulare în

Matlab/Simulink

Din Fig. 2.9 obținută prin simulare și Fig 2.11 furnizată de producător se observă cum creșterea

temperaturii, nu are influență asupra curentului de ieșire care își menține valoarea până la punctul de

putere maximă iar tensiunea scade puternic, ceea ce duce la scăderea puterii de ieșire a panoului PV.

Caracteristicile obținute prin simulare, cât și cele furnizate de producător la temperaturi egale cu

T=298,15 K și T=323,15 K sunt identice.

Verificarea s-a făcut prin aplicarea modelului la panoul PV de tip Risen Energy SYP245S și

compararea caracteristicilor obținute prin simulare cu cele furnizate de producător. În Fig. 2.12 este

prezentat grafic variația puterii panoului fotovoltaic în funcție de temperatură.

Din Fig.2.12. se observă că la creșterea temperaturii, scade diferența dintre puterea generată

conform diagramei furnizate de producător și cea obținută prin simulare.


18

2.2.3. Influența variației radiației solare și a temperaturii asupra caracteristicii de curent și

putere pentru un panou fotovoltaic

Pentru a putea determina influența radiației solare și a temperaturii asupra puterii produse de

un panou fotovoltaic e se ridică caracteristicile I=f(U) și P=f(U) la variații ale radiației solară și ale

temperaturii, Fig. 2.13 și Fig. 2.14.

Fig. 2.13. Caracteristicile I=f(U) la variații ale

radiației solară și temperaturii

Fig. 2.14. Caracteristicile P=f(U) la variații ale

radiației solară și temperaturii

Datorită creșteri temperaturii mediului ambiant efecte asupra PV sunt următoarele:

În zona (1) se menține valoarea curentului constantă pentru fiecare caracteristică, scăderea

valorii tensiunii, având ca rezultat reducerea puterii; se funcționează ca generator de curent.

În zona (2) valorile curentului pentru o funcționare optimă a panoului, unde poate fi determinat

punctul de putere maximă; pentru fiecare caracteristică se menține valoarea curentului în punctul de

putere maximă; pentru fiecare caracteristică scade valoarea tensiunii în punctul de putere maximă;

scade valoarea puterii produse de panoul fotovoltaic.

În zona (3) se produce o variație a puterii care corespunde unei tensiuni aproape constante

pentru fiecare caracteristică, în acest caz panoul PV este comparabil cu un generator de tensiune.

În Fig. 2.15, sunt prezentate grafic, caracteristice puterilor obținute prin simulare în

Matlab/Simulink în funcție de variația temperaturii și radiației solare.

Fig. 2.15. Caracteristicile I=f(U) obținute prin simulare în Matlab/Simulink, în funcție de

temperatură și radiația solară

Din Fig. 2.15 se observă următoarele efecte:

- creșterea tensiunii la funcționarea în gol (Uoc);

- creșterea tensiunii din punctul de putere maximă (Ump);

- scăderea curentului de scurtcircuit (Isc);

- scăderea curentului din punctul de putere maximă (Imp);

- reducerea puterii furnizate de panoul fotovoltaic.


19

3. OPTIMIZAREA PROIECTĂRII CENTRALELOR FOTOVOLTAICE

Obținerea de energie electrică de la centralelele fotovoltaice (CFV) în condiții economice și de

fiabilitate presupune o proiectare optimală, asociată în mod uzual cu procesul de dimensionare.

Procesul de dimensionare al CFV conectate la rețeaua electrică de distribuție constă, în principal,

în selecția panourilor fotoelectrice (PV) și a invertoarelor, determinarea dimensiunilor și configurației

ariilor PV și implicit, ale generatorului fotovoltaic, precum și calculul performanțelor tehnice și

economice estimate ale CFV.

În particular, dimensionarea optimală pentru o locație dată necesită o analiză a influențelor

variabilelor dependente de amplasament, cum ar fi radiația solară, temperatura, precum și analiza

dependenței funcționării centralei în raport cu acești factori.

3.1. Analiza metodicii de proiectare

3.1.1. Reglementări, documentație tehnică și noi aspecte în literatura de specialitate

Problema fundamentală pe care o ridică proiectarea unei centrale fotovoltaice este determinarea

configurației optimale a CFV și a locației optimale, selecția și tipul componentelor instalate și

integrarea acestora, astfel încât centrala CFV să asigure randamentul maxim de energie la cheltuieli

minime și pe toată durata ei de viață.

Reglementările aplicabile domeniului și rezultatele studiilor și cercetărilor efectuate au oferit un

cadru pentru definirea metodologiei de proiectare a centralelor fotovoltaice.

Au fost elaborate reglementări aplicabile la centralelele fotovoltaice, în contextul definirii normelor

pentru rețelele electrice cu generare distribuită, pe care le enumerăm mai jos: UL Standard 1703:

Standard for Flat-plate Photovoltaic Modules and Panels; UL Standard 1741: Inverters, Converters,

and Controllers for Independent Power Systems; IEEE 929-2000: Recommended Practice for Utility

Interface of Photovoltaic (PV) Systems; IEEE 1547 Series: Standard for Inter-connecting Distributed

Resources with Electric Power Systems.

În literatura de specialitate tematica proiectării centralelor fotovoltaice cuprinde aspecte ale

metodologiei de proiectare: [61], [62]. Lucrarea ABB este un îndrumar elaborat de compania ABB

pentru proiectarea și instalarea centralelor fotovoltaice.

Pentru dimensionarea centralelor fotovoltaice conectate la rețeaua electrică au fost concepute

și implementate programe software, care simulează performanțele centralelor fotovoltaice conectate la

rețea sau autonome, dintre care cele mai utilizate sunt cele pentru:

analiza și proiectarea CFV: PV F-CHART – www.fchart.com, PVSYST – www.pvsyst.com, PV-

DesignPro – www.maulsolarsoftware.com, PVselect – www.pvselect.com.

calcule de performanță: overtrag – www.volker-quaschning.de /software/overtrag;

analiza locației: ECOTECT – http://usa.autodesk.com/adsk/servlet/pc;

umbrire: ShadowsPro – www.shadowspro.com).

Totuși utilizarea programelor software de dimensionare CFV este într-un fel inflexibilă, câtă

vreme rezultatul dimensionării este strict dependent de algoritmul integrat în software. Drept urmare,

programele software de dimensionare sunt adesea utilizate doar ca instrumente comparative la

procesul convențional de dimensionare folosit în mod curent de către proiectanții CFV.

Procesul de dimensionare, cu o abordare manuală [63] se bazează pe o procedură de tip

iterativ, prin selectarea panoului PV și a invertorului dintr-o bază de date, astfel încât caracteristicile

acestora să fie compatibile și astfel să poată fi determinată configurația corespunzătoare a structurii

generatorului fotovoltaic, precum și parametrii electrici ai sistemului proiectat. Dacă caracteristicile

panourilor și configurația lor ca generator PV este adaptată caracteristicilor invertoarelor, se poate

afirma ca procedura de dimensionare a realizat o configurație optimală.

Au fost studiate și concepute diferite tehnici de optimizare pentru proiectarea centralelor

fotovoltaice, cum sunt: programarea evolutivă [64], algoritmul genetic (GA) [65], [66], optimizarea cu

metoda roiului de particule (PSO) [67], aplicarea sistemului imunitar artificial (AIS) [68] etc.

http://www.fchart.com/

http://www.pvsyst.com/

http://www.maulsolarsoftware.com/

http://www.pvselect.com/

http://www.volker-quaschning.de/software/overtrag

http://usa.autodesk.com/adsk/servlet/pc

http://www.shadowspro.com/


20

Procedura uzuală de dimensionare tehnică a centralelor fotovoltaice implică mai mulți pași care

să conducă la obținerea cantității estimate de energie produsă, întrucât CFV este dimensionată pe

baza energiei anuale proiectată a fi produsă.

Etapele specifice în proiectarea CFV sunt următoarele: dimensionare panouri fotoelectrice;

dimensionare structură generator fotovoltaic; dimensionare invertoare; dimensionare cabluri cc și ca,

precum și echipamente auxiliare; proiectarea elementelor de conectare la rețeaua electrică de

distribuție.

Așa cum s-a prezentat pe parcursul tezei, Soarele este cea mai importantă sursă de energie

pentru procesele naturale de pe Pământ. Cantitatea de energie emisă de Soare într-o oră acoperă

necesarul energetic actual al Pământului pentru 1 an întreg.

Densitatea de putere a soarelui deasupra atmosferei este în medie de 1366 W/m2, aceasta fiind

redusă cu cca. 30% la trecerea prin atmosferă. Radiația solară normală, la nivelul mării, într-o zi

senină, este de 1.000 W/m2.

Conversia energiei solare în energie electrică în CFV este realizată de celula fotovoltaică.

Eficiența celulei fotovoltaice este redusă de limitări datorită efectelor cuantice, reflexiei optice,

recombinări ale purtătorilor de sarcină, rezistența electrică a materialelor componente, de

imperfecțiuni mecanice ABB, [69].

Există o multitudine de categorii de sisteme de producere a energiei electrice bazate pe

conversia fotovoltaică, clasificarea făcându-se cu diferite criterii:

Clasificare după modul de racordare: CFV autonome (locații izolate), CFV racordate la rețea;

Clasificare după locație: CFV pentru mediul urban, CFV pentru mediul rural;

Clasificare după modul de instalare: CFV cu BAPV (adaptate clădirii), CFV cu BIPV (integrate în

clădire);

Clasificare după dimensiune: CFV rezidențiale (< 10 kW), CFV comerciale (10..100 kW), CFV

industriale (100..1000 kW), CFV de utilitate publică (>1 MW).

Sistemele racordate la rețea

La aceste tip de centrale fotovoltaice, orice exces de putere generată poate fi injectat înapoi în

rețeaua electrică. În lipsa soarelui, se poate consuma energie din rețea.

Conform unui scheme de sprijin Tarif pentru Energia Injectată (Feed+in Tariff), proprietarul

sistemului fotovoltaic este îndreptățit legal să fie plătit pentru energia generată.

Centrale autonome / hibride

O centrală fotoelectrică neracordată la rețea este de obicei echipată cu baterii de acumulatori,

astfel încât puterea să fie disponibilă și noaptea sau după câteva zile de radiație solară redusă. În

acest caz, este necesar un invertor pentru conversia între curentul continuu și curentul alternativ

folosit de aplicații.

Există trei categorii mari de sisteme autonome: CFV neracordate la rețea pentru electrificarea

zonelor rurale, CFV neracordate la rețea pentru aplicații industriale, sisteme fotoelectrice pentru bunuri

de larg consum.

Tehnologia fotovoltaică are un impact neglijabil asupra mediului înconjurător, pot fi

implementate aproape oriunde și utilizează procese de producție comune, ceea ce determină un cost

redus și eficiență în implementare.

3.1.2. Principii de proiectare

Pentru a începe planificarea și proiectarea unei centrale fotovoltaice, proiectantul trebuie să

verifice în primul rând, dacă locația este propice sau nu pentru amplasarea centralei fotovoltaice.

Pentru efectuarea analizei locației, proiectantul trebuie să colecteze datele care vor fi folosite

pentru estimarea producției de energie și costul centralei PV [70]: suprafața disponibilă, potențiala

locație a centralei PV, posibilele locații pentru echipamentul auxiliar, traseele de cabluri, umbrirea,

particularitățile terenului (pentru sistemele PV montate la sol), orientarea, unghiul de înclinație (pentru

PV montate pe acoperiș).

Proiectantul trebuie să poată răspunde la orice întrebare despre centrala PV propusă și să

poată oferi alternative în funcție de diverși factori, precum locația instalării sistemului și nevoile

beneficiarului.

Principalele întrebări sunt:


21

Este locația/acoperișul propice pentru centrala PV?

Care este durata de viață a unei centrale PV?

Câtă energie va produce centrale PV pe an?

Ce se întâmplă cu sursa de energie în zilele înnorate?

Centralele PV au cost mare de operare? Ce mentenanță este necesară?

Care este perioada de recuperare a investiției?

Condițiile climatice

Cu cât este mai intensă și mai uniformă radiația solară care cade pe panourile fotoelectrice, cu

atât eficiența centralei este mai mare.

Pentru eficiența CFV locația amplasării este deosebit de importantă: zonele nordice au o

energie solară disponibilă mai mică decât cele sudice.

Hărțile solare, care ilustrează potențialul solar în diferite locații din Europa, sunt disponibile prin

Sistemul Informațional Geografic Fotovoltaic (PVGIS).

Centralele fotovoltaice trebuie proiectate să reziste la toate condițiile meteorologice posibile,

precum trăsnete, vânt până la 120 km/oră și temperaturi extreme, condiții care pot reduce treptat

productivitatea sistemului.

Panourile fotoelectrice sunt mai eficiente la temperaturi scăzute, deci ar trebui să fie instalate la

o oarecare distanță de acoperișuri sau pământ, pentru a fi ventilate.

3.1.3. Optimizarea proiectării centralei fotovoltaice în baza metodei iterative

O primă cerință pentru proiectarea oricărei centrale fotovoltaice este dimensionarea corectă a

generatorului fotovoltaic prin determinarea capacității panourilor fotoelectrice în baza radiației medii

solare lunare și anuale. Este important de a stabili o predicție cât mai exactă posibil a energiei anuale

livrate de către CFV în ideea eficienței economice. Acesta este un bun punct de pornire pentru

proiectarea centralei fotovoltaice conectate la rețeaua electrică.

Proiectarea se bazează pe o metodă iterativă, utilizând un algoritm iterativ [63]. Algoritmul

calculează dimensiunile panourilor, stringurilor și ariilor fotoelectrice, precum și configurația lor și de

asemenea caracteristicile electrice ale CFV.

Dacă panourile și ariile PV se potrivesc caracteristicilor invertoarelor, procedura de

dimensionare a ajuns la configurația optimală. În caz contrar, aceeași procedură se repetă prin

selectarea unei alte combinații de configurație de panouri PV și invertoare.

Programe software pentru dimensionarea racordului CFV la rețeaua electrică

Pentru proiectarea și modelarea rețelelor electrice de distribuție ce au integrată generarea

distribuită cu CFV se realizează proiectarea într-un mediu de programare ușor cu software de

proiectare a sistemelor electroenergetice, de exemplu, Paladin Design Base din familia de software

aplicat EDSA.

Folosite în aproape toate domeniile în care energia electrică este utilizată, produsele Paladin

Design Base asigură operarea corectă și continuă a sistemelor electrice din rețelele de transport și

distribuție a energiei electrice, centrale nucleare, termoelectrice și hidroelectrice, centre de comandă,

fabrici, platforme petroliere și alte structuri complexe care necesită alimentare continuă cu energie

electrică.

Softurile Paladin Design Base sunt folosite pentru modelarea, simularea, înțelegerea și

reproiectarea modului în care infrastructura electrică răspunde în cazul apariției unor defecte

neprevăzute sau pentru mentenanța uzuală a sistemului.

Alternativă la modelul informatic tradițional, acest software propune o variantă care are drept

avantaj esențial utilizarea unei rețele arborescente.

Prin utilizarea softurilor Paladin Design Base se permite creșterea substanțială a vitezei de

lucru în următoarele direcții principale: simularea proceselor din rețea și identificarea rapidă a

elementelor implicate într-un eveniment; accesarea și editarea documentației primare (secțiuni prin

instalații, scheme tehnice); întreținerea și consultarea datelor tehnice și statistice referitoare la

instalațiile din gestiune; interfață prietenoasă cu utilizatorul.


22

3.2. Studiu de caz - Proiectarea unei centrale fotovoltaice de medie putere

În acest subcapitol este abordată, ca studiu de caz, metodologia de proiectare pentru Centrale

fotovoltaice de la Cristuru Secuiesc, cu puterea la ieșire de 4,33 MW, la care autorul a efectuat

calculele de proiectare, optimizări, a participat la implementarea proiectului și la validarea soluției

propuse.

3.2.1. Date tehnice și soluția pentru panourile PV

Date tehnice generale de proiectare: Suprafața ocupată: A = 9,39 ha; Un = 0.46 kV / 20 kV;

Putere instalată: P = 4.801,06 kW; Putere aprobata: Pa = 4.330 kW.

Aplicând breviarul de calcul și algoritmul de optimizare prin metoda iterativă, pentru realizarea

instalației s-a dimensionat un număr total de 18.722 de panouri PV de 255 W tip Suntech STP255-

20/Wd plus 110 panouri PV de 245 W tip Suntech STP245-20/Wd, amplasate pe structuri metalice.

Panourile fotovoltaice Suntech STP245-20/Wd au următoarele caracteristici tehnice: Putere

PMPP = 245 W, Tipul de celule: poly-cristaline 60 buc/panou, Tensiune funcționare în gol V0C= 37,3V,

Curent scurtcircuit Isc= 8,52 A, Tensiune VMPP= 30,5 V, Curent IMPP= 8.04 A, Eficiența η= 15,10 %,

Dimensiuni:1640 x 992 x 35 mm, Suprafața panoului:1,63 m², Tensiunea maximă a sistemului:1.000 V

Coeficienți de temperatura: Tc pentru tensiunea de funcționare în gol: -0,33 %/°C, Tc pentru

PMPP: -0,43 %/°C, Tc pentru Isc: 0,067 %/°C.

3.2.2. Invertoare şi posturi de transfomare

Pentru transferul energiei produse în rețeaua de distribuție, se vor monta 2 posturi de

transformare în interiorului parcului fotovoltaic.

Postul de transformare PT-1 se conectează radial cu postul de transformare PT-2 prin cablu tip

A2XS(FL)2Y 20kV 3x1x150/25mm2 în lungime totală de 355 m. De la postul de transformare PT-2 se

merge cu cablu tip A2XS(FL)2Y 20kV 3x1x150/25mm2 până la Punctul de Conexiuni (PC) în lungime

totală de 155 m.

Calculul energiei reactive

Conform Ordinului ANRE nr. 30/2013 și 74/2013, centrale fotovoltaice trebuie să aibă energia

reactivă capacitivă/inductivă egală cu zero, atunci când CFV nu produce. Astfel conform calculelor de

mai jos a fost realizată schema monofilară cât și configurația tabloului general aferent posturilor de

transformare.

Compensare putere reactivă în PT-1: cutie echipată cu o bobină de compensare de 5 kVAr/460V c.a. Putere reactivă capacitivă aferentă cabluri

lCUQ0

2

02

32,54 kvar tronson cablu Al 150 mmp

U= 20 kV

ω=2πf= 314

C0= 0.254 μF/km pentru un circuit cabluri

l= 0,51 km 3* A2XSFL2Y 1*150 mmp

Funcționare în gol Bucăți Total kVAr funcționare in

gol

Putere reactiva-inductivă aferentă

transformator 2500 kVA, 20 /0.46 kV 13,8 2 27,60

Total 27.60

Realizarea comunicației invertoarelor

Comunicația invertoarelor se realizează cu echipamente dedicate aferente Meteo Control și

anume, dispozitiv de comunicație tip Web'log Pro Unlimited de la Meteo Control. Se folosesc 6 astfel

de dispozitive cu un număr maxim de 31 de invertoare conectate pe acestea.

Invertoarele se leagă în serie (de la 1 la 31) la Web'log prin protocol RS485 cu cablu dedicat

aferent.

Planul centralei fotovoltaice este prezentat în Fig. 3.9.


23

Fig. 3.9. Planul centralei fotovoltaice de 4,33 MW

3.2.3. Integrarea centralei fotovoltaice Cristuru în rețeaua electrică de distribuție

Rezultatele racordării centralei fotovoltaice la rețeaua electrică de distribuție sunt prezentate în

cele ce urmează.

Schemele electrice monofilare de distribuție 20 kV zona Cristuru Secuiesc fără CFV 4,33 MW și

respectiv, cu CFV 4,33 MW sunt prezentate în Anexele 1.a și 1.b, iar schema electrică monofilară a

CFV 4,33 MW este reprezentată în Anexa 1.c.

Pentru scenariile gol de sarcină (GS) și vârf de sarcină (VS), atât pentru regim normal de

funcționare, cât și pentru regim de avarie, s-au avut în vedere cerințele pentru căderile de tensiune,

circulațiile de putere și curenții de scurtcircuit, de încadrare în standardele de performanță și pentru a

nu se depăși valorile admisibile pentru elementele din rețea. Pentru contingenta (N – 1) s-a studiat

cazul cel mai defavorabil: defect pe LEA Sighișoara pe alimentarea din stația sursă - Stația Cristuru

Secuiesc. Schemele de simulare în EDSA sunt prezentate în Anexa 2.

În această situație s-au simulat următoarele scenarii pentru cazurile cele mai dezavantajoase

:Scenariul 1: gol de sarcină (GS) cu aport CFV; Scenariul 2: gol de sarcină de avarie cu aport CFV.

Tensiunea în stație, de pe barele de 20 kV s-a considerat 21.0 kV ca valoare medie în urma

analizei prezentate în Tabelul 3.2. Rezultatele celor 2 scenarii sunt prezentate în Tabelul 3.3. și

Tabelul 3.4.

În urma simulării la scurtcircuit, cu aportul CFV în zonă au rezultat valori ale curentului de defect

trifazat sub 5.4 kA. Aportul adus de centrale fotovoltaice este de 4,1 kA.

Tabel 3.2. Regimurile de funcționare studiate

Nr.

Crt. Caz Studiat Nod

U[kV] /

ΔUmax [%]

Pierderi Linii

electrice

kW kVAr

1

RED 20 kV Vârf de Sarcina

(VS) fără aport Centrala

fotovoltaice Cristuru

Secuiesc

- 21 10

2

RED 20 kV GS cu aport

Centrala fotovoltaice

Cristuru Secuiesc

Centrala

fotovoltaice

Cristuru Secuiesc

21,502 kV

-2,39% 110 100

3

RED 20 kV GS cu aport

Centrala fotovoltaice

Cristuru Secuiesc defect

LEA 20 kV Sighișoara

preluare pe LEA 20 kV

Abator

Centrala

fotovoltaice

Cristuru Secuiesc

21,643 kV

-3,05% 130 90


24

Tabel 3.3. Scenariul 1: Calculul regimului de scurtcircuit la GS cu aportul CFV de 4,33 MW

Denumire

V

3P Flt LL Flt LG Flt LLG Flt Thevenin Imped

X/R A A A A Z+(pu) Zo(pu)

Bara 1 21000 4824 4177 4714 4821 0,5700 0,6098 2,8353 Bara 2 21000 4824 4177 4714 4821 0,5700 0,6098 2,8354 CFV 4,33 MW 21000 4064 3520 3874 3999 0,6765 0,7761 4,9313

Derivația Bodogaia 21000 4064 3520 3874 3999 0,6765 0,7761 4,9313

Derivația Soimosu 21000 2356 2041 1822 2281 1,1667 2,2185 1,5393

PT 18+48 21000 2613 2263 2142 2470 1,0523 1,7477 1,6566

PT 23 21000 3840 3326 3427 3748 0,7159 0,9764 3,1505

PT 25 21000 1878 1626 1424 1814 1,4643 2,8982 1,2233

PT 26 21000 2514 2177 2036 2384 1,0936 1,8667 1,5854

PT 27 21000 2154 1865 1676 2065 1,2766 2,3823 1,3632

PT 28 21000 3804 3295 3471 3710 0,7227 0,9314 3,4313

PT 34 21000 2831 2452 2389 2664 0,9711 1,5100 1,8354

PT 35 21000 2281 1975 1799 2178 1,2055 2,1839 1,4356

PT 49 21000 2718 2354 2259 2561 1,0115 1,6288 1,7390

St. Cristuru B1 21000 5141 4452 5210 5198 0,5348 0,5136 2,8757

PT Cristuru B2 21000 4824 4177 4715 4821 0,5700 0,6098 2,8355

Tabel 3.4. Calculul regimului de scurtcircuit la GS de avarie cu aportul CFV de 4,33 MW

Denumire V

3P Flt LL Flt LG Flt LLG Flt Thevenin Imped X/R

A A A A Z+(pu) Zo(pu)

Bara 1 21000 4917 4259 4747 4861 0,5591 0,6195 2,5543 Bara 2 21000 4917 4259 4747 4861 0,5591 0,6195 2,5544 CFV 4,33 MW 21000 4080 3533 3875 4105 0,6738 0,7839 3,8592 Derivația

Bodogaia

21000 2855 2473 2284 2777 0,9630 1,7023 1,6620 Derivația

Soimosu

21000 2494 2160 1931 2434 1,1021 2,0985 1,4406 PT 18+48 21000 3969 3437 3321 3769 0,6927 1,0992 2,0463 PT 23 21000 3156 2733 2685 3084 0,8712 1,3377 2,0626 PT 25 21000 3905 3382 3556 3812 0,7040 0,9122 2,8597 PT 26 21000 4008 3471 3369 3809 0,6859 1,0771 2,1237 PT 27 21000 3866 3348 3271 3701 0,7112 1,1003 2,2162 PT 28 21000 3486 3019 3106 3420 0,7886 1,0817 2,4869 PT 34 21000 4035 3495 3417 3824 0,6813 1,0511 2,0648 PT 35 21000 3888 3367 3257 3710 0,7071 1,1197 2,1264 PT 49 21000 4000 3464 3363 3795 0,6873 1,0784 2,0499 St. Cristuru B1 21000 5141 4452 5210 5198 0,5348 0,5136 2,8757 St. Cristuru B2 21000 4917 4259 4747 4861 0,5591 0,6195 2,5545

Producere unei cantități mari de energie prin generare distribuită duce la creșterea capacităților

de scurtcircuit a sistemelor electroenergetice aproape de valoarea maximă de proiectare. Un remediu

realist la această problemă o reprezintă creșterea impedanței de scurtcircuit a transformatorului IT /

MT care alimentează rețeaua electrică de distribuție. De asemenea, la nivelul stației de evacuare a

CFV, pot fi montate reactoare și limitatoare de scurtcircuit de scurtă perioadă.

După construirea CFV, s-au verificat indicatorii de performanţă ai centralei fotovoltaice:

Cerinţa ca factorul de putere în punctul comun de cuplare cu rețeaua (PCC) la puterea activă maximă la care s-au efectuat măsurătorile să se încadreze la 0,9 inductiv/0,9 capacitiv.

Cerinţa ca CFV în regim normal de funcţionare să nu producă în PCC mai mult de ± 4 % variaţii rapide de tensiune faţă de tensiunea nominală la medie şi înaltă tensiune şi de maxim ± 5 % din tensiunea nominală la joasă tensiune.

Verificarea schimbului de putere reactivă cu reţeaua electrică când PCFV=0.

Verificarea calităţii energiei electrice în punctul de racordare al CFV, cu cerinţele corespunzătoare

pentru CFV cu putere instalată mai mare de 1 MW.

Verificările şi măsurătorile efectuate arată că funcţionarea CFV se încadrează în lim itele impuse

de normativele în vigoare.


25

4. MONITORIZAREA INDICATORILOR DE CALITATE ÎN REȚELE ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE


4.1. Impactul centralelor fotovoltaice asupra parametrilor rețelelor electrice de distribuție

Rețelele electrice reprezintă legătura între procesul de producere și cel de utilizare a energiei

electrice și cuprind instalațiile de transport și distribuție a acesteia.

Transmiterea energiei electrice spre consumatori se face prin sisteme de distribuție, la diferite

nivele de tensiune, nivele stabilite pe baza unor calcule tehnico-economice, care țin cont de pierderile

de energie, valoarea investițiilor și a cheltuielilor de exploatare.

Deși au o structură sub formă de bucle, sistemele de distribuție cu multiple puncte de

alimentare de la substațiile înaltă tensiune (ÎT) / medie tensiune (MT) sunt folosite în configurații

radiale, în așa fel încât fiecare stație ÎT/MT alimentează o porțiune radială de sistem. Redistribuirea

circulației de puteri în cadrul rețelei, în cazul apariției unui defect, se face prin ramurile redundante ale

sistemului.

Tendințele de adoptare a surselor distribuite în paralel cu dezvoltarea noilor tehnologii pentru o

generare la scară mică a energiei aduc modificări importante caracteristicilor sistemelor electrice de

distribuție.

Prin urmare, cercetările în domeniu efectuate de-a lungul timpului au reliefat nevoia integrării în

rețelele de energie electrică a unor unități de generare fiabile, care să ofere calitatea „produsului” livrat

în raport cu valori ale investițiilor și cheltuielilor de exploatare reduse.

4.2. Caracterizarea regimului nesimetric și deformant

4.2.1. Efecte ale regimului nesimetric şi deformant

Creșterea cererii de produse performante, cu consum cât mai redus de materiale și energie a

determinat utilizarea de receptoarele cu control electronic. Echipamente, cum sunt: instalațiile de

prelucrare cu laser, acționări electrice, ventilatoare, corpuri de iluminat, calculatoare, convertizoare și

invertoare, în majoritatea lor, prezintă caracteristici tensiune-curent neliniare, constituind surse

perturbatoare/generatoare de armonici în rețea. Astfel, formele de undă ale tensiunii și curentului sunt

distorsionate diferit pe cele trei faze. Concomitent, un număr mare de utilizatori, care au caracteristică

tensiune-curent liniară, nu sunt echilibrați pe cele trei faze, producând nesimetrii în rețeaua electrică

de alimentare.

Regimul dezechilibrat și cu distorsiuni armonice în rețelele electrice de joasă tensiune implică

existența inegalității valorilor efective ale tensiunilor și curenților pe faze și/sau defazaj diferit de 1200,

precum și existența armonicile de tensiune și curent.

În acest sens, există cercetări privind dezvoltarea de metode și instrumente pentru creșterea

calității energiei electrice [ 77], [78].

Studiul dezechilibrului de tensiune a permis standardizarea unor indicatori ai regimului

dezechilibrat și stabilirea de metode de evaluare în cazul rețelelor de joasă tensiune [79], [80], [81],

[82].

Modelarea curenților în regim deformant, analiza efectelor acestora precum și introducerea de

noi seturi de indicatori capabili să caracterizeze calitatea energiei electrice la punctul comun de

cuplare (PCC) din punct de vedere al distorsiunii armonice face obiectul a numeroase cercetări [83], [

84], [85].

Dar o analiză pertinentă asupra indicatorilor de calitate a energiei electrice se poate face doar

în cazul în care dezechilibrul este analizat împreună cu perturbațiile introduse de către consumatorii

neliniari. În acest sens, există lucrări [86], [87], [23] care analizează regimurile dezechilibrate și

deformante, urmărind impactul sarcinilor neliniare asupra rețelei electrice de distribuție și

fundamentarea de noi indicatori de calitate a energiei electrice.

Indicatorii definiți de reglementările internaționale sunt analizați în IEC 61000-4-30/2003, IEEE

Std 1459-2000, cu evaluarea posibilelor erori care pot apărea în calculul indicatorilor. În [88], [89] se


26

arată că sunt numeroase cercetări privind dezvoltarea de algoritmi de hardware și software pentru

determinarea valorilor efective ale tensiunilor/curenților și recomandă să se identifice posibilele erori

ascunse în calcul și interpretare.

Efectele produse într-o rețea electrică de regimurile nesimetrice sunt, asemănătoare efectelor

produse de regimurile deformante, de creștere a pierderilor de putere și energie, cu consecințe

negative asupra randamentului de transfer a energiei electrice.

Toate aceste studii indică faptul că regimurile deformante și dezechilibrate sunt procese

complexe, care necesită o caracterizare detaliată.

Scopul tezei este de modelare și simulare a regimurilor deformante și nesimetrice, în cazul

rețelelor electrice de distribuție de joasă tensiune cu considerarea dezechilibrului și a armonicilor de

tensiune. Se determină indicatori caracteristici utilizând o aplicația dezvoltată în MathCAD cu metoda

componentelor simetrice.

4.2.2. Noi indicatori ai regimului nesimetric și deformant în rețelele electrice de distribuție

Regimul dezechilibrat și distorsionat al tensiunilor de fază pentru un sistem de alimentare

trifazat este descris cu considerarea descompunerii în serii Fourier, cu relațiile:

1sin2

k

kRtk

kRUtRu

1 3

2sin2

k

kStk

kSUtSu

(4.1)

1 3

2sin2

k

kTtk

kTUtTu

unde: k este numărul de ordine al armonicii, kRU este valoarea efectivă a tensiunii pe faza R

corespunzătoare pentru armonica de ordin k și kR este unghiul de fază inițială a armonicii de

tensiune de ordin k.

Se consideră unghiul de referință pentru întregul sistem ca originea componentei tensiunii de

fază la frecvență fundamentală [90].

Pentru sistemele trifazate de tensiune există o corelare între ordinul armonicii și secvența de

rotație, Tabelul 4.2, [91].

Tabelul 4.2

Relația dintre ordinul armonicii și secvența de rotație pentru ...,,1,0n

Ordinul

armonicilor

Frecvența

de rotație

Secvența

de rotație

3n+1 (3n+1)ω Pozitiv

3n+2 (3n+2)ω Negativ

3n+3 (3n+3)ω Zero

Indicatorii specifici care caracterizează regimul nesimetric și deformant se determină aplicând

metoda componentelor simetrice și utilizând proprietățile armonicilor descrise în Tabelul 4.2.

Cu considerarea relației (4.1) se definește matricea fazorilor tensiunilor de fază

corespunzătoare armonicilor de ordin k:

tkTU

kSU

kRU

kU (4.2)

unde t indică transpoziția matricelor.

Pentru separarea componentelor de regim echilibrat față de regimul dezechilibrat se ține seama

de următoarele considerente.

În regim echilibrat, valorilor efective și unghiurile de defazaj ale tensiunilor de fază sunt:


27

kTU

k

SU

kRU și

kT

k

S

kR (4.3)

unde pentru k = 0,1,....∞, sunt valabile următoarele proprietăți [92]:

1) armonicile de ordin k=3n+1, n=0, 1, 2,...., ale fazorilor de tensiune se rotesc în sens pozitiv cu

frecvența f a rețelei. Componenta de secvență pozitivă corespunzătoare acestor armonici va fi

nenulă, iar componentele de secvență negativă și zero vor fi nule;

2) armonicile de ordin k=3n+2, n=0, 1, 2,...., ale fazorilor de tensiune și curent se rotesc în sens

negativ cu frecvența f a rețelei. Componenta de secvență negativă corespunzătoare acestor

armonici va fi nenula, iar componentele de secvență pozitivă și zero vor fi nule;

3) armonicile de ordin k=3n+3, n=0, 1, 2,...., ale fazorilor de tensiune și curent nu se rotesc, sunt în

fază. Componenta de secvență zero corespunzătoare acestor armonici va fi nenulă, iar

componentele de secvență pozitivă și negativă vor fi nule.

4.3. Modul software pentru monitorizarea regimului deformant și dezechilibrat în rețele

electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice

Programul PS-DEF-DEZ-var1 pentru monitorizarea indicatorilor de nesimetrie în regim

deformant și dezechilibrat [25] este un instrument virtual realizat în limbajul de programare Java,

limbaj simplu de utilizat și care dispune de o multitudine de librării online ce pot fi utilizate gratuit.

Programul de calcul permite calculul indicatorilor regimului deformant și dezechilibrat, pe baza

modelului componentelor simetrice.

Cu acest program se face analiza și controlul nesimetriei, precum și încadrarea în limite a

nivelului de armonici de tensiuni, THDU și de curenți THDI, datele obținute fiind afișate sub formă

grafică și tabelară. Acest instrument semnalizează/ avertizează sonor și optic depășirea nivelului

factorilor de nesimetrie impuși prin normative.

Schema logică (Fig. 4.4) cuprinde trei module: <MANUAL>, <MONITORIZARE> și <

EVALUARE>. La ultimele două module există o comandă <SINUSOIDAL / NESINUSOIDAL> pentru a

calcula factorii de nesimetrie pentru cele două regimuri de funcționare, precum și nivelul armonicilor în

cazul regimului deformant.

Funcționarea în modul de lucru <MANUAL>este realizată prin introducerea datelor de intrare,

tensiuni, curenți de fază, precum și defazajul lor, urmat de comanda <PORNIT> ce are ca rezultat

determinarea și afișarea: componentelor simetrice ale tensiunii (zero, pozitivă și negativă);

componentelor simetrice ale curentului (zero, pozitiv și negativ); factorului de nesimetrie negativ de

tensiune, propuse de IEC 61000-4-30; factorului de nesimetrie negativ de curent, propuse de IEC

61000-4-30; factorului de nesimetrie negativ de tensiune, propus de IEEE 1159-95; factorului de

nesimetrie negativ de curent, propusă de IEEE 1159-95; valoarii curentului de nul și valoarii tensiunii

de deplasare a nulului, pentru rețelele de distribuție cu conductor neutru.

Al doilea modul <MONITORIZARE> este realizat conform schemei logice prezentate în Fig.

4.19.b, în care se citesc în timp real datele salvate de la sistemul de monitorizare (tensiuni/curenți,

defazajul lor) dintr-un fișier de tip Excel. Cu aceste date se determină componentele de secvență zero,

pozitivă, negativă, precum și factorii de nesimetrie negativi de tensiune și curent. Aceste iterații se

repetă cât timp nu apar nesimetrii. Atunci când cel puțin un prag de caracterizare a funcționării în

regim nesimetric este depășit, programul avertizează optic și sonor evenimentul și indică valorile

calculate. Modulele vor indica formele de undă ale tensiunilor și curenților de fază. Se va opri alarma,

după care se așteaptă o altă comandă.

Pentru regimul deformant și dezechilibrat se dă comanda <NESINUSOIDAL> la care se

calculează și se afișează componentele tensiunilor/curenților de fază și indicatorii de nesimetrie și

distorsiune armonică, precum și spectrul armonicilor. După care așteaptă o nouă comandă.

Al treilea mod de lucru reprezintă modulul <EVALUARE> care este realizat conform schemei

logice din Fig. 4.4.c, în care se stabilește perioada pentru care se face evaluarea parametrilor rețelei

electrice de joasă tensiune, programul citește din fișierul ,,input.xls” datele de intrare salvate de la

sistemul de monitorizare a rețelei electrice de distribuție pentru perioada selectată. Se determină

componentele de secvență zero, pozitivă, negativă, precum și factorii de nesimetrie negativi de

tensiune și curent.


28

a)

b)

c)

Fig. 4.4. Schema logică pentru calcul al componentelor simetrice și al factorului de nesimetrie

negativ de tensiune și curent pentru: a) modul de lucru <MANUAL>; b) modul de lucru

<MONITORIZARE>; c) modul de lucru <EVALUARE>

Cazul unui dezechilibru mai mare decât cel reglementat este semnalizat optic și sonor. Formele

de undă ale tensiunilor și curenților de fază sunt reprezentate grafic. Iterațiile se repetă pentru un timp

de funcționare egal cu o oră. La finalul acestei perioade, se generează un fișier Excel cu calculele

realizate pentru intervalul de timp considerat. Pentru a evidenția valorile de prag depășite din fișierul

Excel acestea sunt marcate cu roșu. Pentru o mai bună evaluare a datelor determinate, se generează


29

și două diagrame cu evoluția în timp a curentului de nul pentru rețelele electrice cu conductor neutru și

a factorului de nesimetrie negativ de tensiune și curent după IEC 61000-4-30.

Panoul frontal al aplicației pentru comanda < SINUSOIDAL> este prezentat în Fig. 4.5.

Fig. 4.5. Panoul frontal al aplicației cu afișarea datelor pentru un regim sinusoidal

Programul fiind dezvoltat pe cele trei moduri de lucru <MANUAL> <MONITORIZARE> și

<EVALUARE>, acestea pot funcționa independent încât programul este structurat pe trei zone:

1. Zona mărimilor de intrare: tensiuni, curenți de fază și defazajul acestora;

2. Zona mărimilor calculate, care conține structuri în care s-au implementat relațiile date de IEC și

IEEE pentru determinarea următoarelor mărimi: componentele de secvență zero, pozitivă și

negativă ale tensiunilor de fază; componentele de secvență zero, pozitivă și negativă ale curenților

de fază; curentul de nul; tensiunea de deplasare a nulului; factorul de nesimetrie negativ de

tensiune conform IEC și IEEE; factorul de nesimetrie negativ de curent conform IEC și IEEE;

factorul de nesimetrie zero de tensiune și curent conform IEC; factori de nesimetrie a curentului de

fază în regim deformant și nesimetric; factori de nesimetrie a curentului de nul în regim deformant

și dezechilibrat.

3. Zona de prezentare grafică pentru: formele de undă ale intensității curentului electric și ale tensiunii

la bornele consumatorului; variația nivelului factorului de nesimetrie de curent conform IEC pentru

intervalul de timp de monitorizare; factori de nesimetrie ai curentului de fază în regim deformant și

nesimetric; factori de nesimetrie ai curentului de nul în regim deformant și dezechilibrat.

Panoul frontal al aplicației pentru comanda < NESINUSOIDAL >, este prezentat în Fig. 4.6.

Fig. 4.6. Panoul frontal al aplicației cu afișarea datelor pentru regim deformant și dezechilibrat


30

Prin comanda <NESINUSOIDAL> la care se calculează și se afișează expresiile indicatorilor ce

caracterizează regimul deformant și dezechilibrat sunt prezentate în Tabelul 4.3 și Tabelul 4.4 [25],

[91].

Tabelul 4.3. Factori de nesimetrie ai curentului de fază în regim deformant și nesimetric

Simbol Denumire Relația de calcul

bpI Componenta curentului simetric de fază

0

233223213

n

nI

nI

nI

bpI

uI p

Componenta curentului nesimetric de

fază

1bpI

Componenta curentului simetric de fază

al fundamentalei

11

1p

bp II

bdpI

Componenta curentului simetric

distorsionat de fază

21

2

ss

nInIbdpI

1upI

Componenta curentului nesimetric de

fază al fundamentalei 21

0

212

1III

up

udpI

Componenta curentului nesimetric și

distorsionat de fază 212 n

pnp

udp III

dpI Curentul rezidual distorsionat de fază

2

2

0

2

2

2

1k

kIkIkIdpI

bd

pIk

Raportul între componenta curentului

simetric distorsionat de fază și

componenta curentului simetric de fază

al fundamentalei

1b

p

bd

pbd

pII

Ik

ud

pIk


nesimetric și distorsionat de fază și


al fundamentalei

1b

p

ud

pud

pII

Ik

1u

pIk


nesimetric de fază al fundamentalei și


al fundamentalei

1

1

1

b

p

u

pu

pII

Ik

u

pIk


nesimetric de fază și componenta

curentului simetric de fază al

fundamentalei

1b

p

u

pu

pII

Ik

ITPD Factor total de distorsiune pentru curent 2121 n

pup

dp

I

II

ITPD

ITPN Factor total de nesimetrie pentru curent sp

np

II

ITPN

*

0

332

233

123

0

223

1

213

0

213

2

n

nInInInInInIu

I p

Programul permite prelucrarea datelor și determinarea indicatorilor ce caracterizează regimul

deformant și dezechilibrat, cunoscând caracteristicile consumatorului trifazat: valorile tensiunilor și

curenților de fază, precum și defazajul.


31

Tabelul 4.4. Factori de nesimetrie ai curentului de nul în regim deformant și dezechilibrat

Simbol Indicator Relația de calcul

NI Componenta curentului de nul

13

3

k

ksim

IIN

b

NI Componenta curentului de nul

simetric

0

333

3

k

nsim

IIbN

uIN

Componenta curentului de nul

nesimetric

0

223

3

213

33

n

nsim

Insim

Iu

I N

dNI

Componenta curentului de nul

distorsionat

23

3

k

ksim

IdNI

u

NIk

Raportul între componenta

curentului de nul nesimetric și

componenta curentului de nul N

u

Nu

NII

Ik

d

NIk


curentului de nul distorsionat și


d

Nd

NII

Ik

b

NIk


curentului de nul simetric și


b

Nb

NII

Ik

INTP Factorul total a curentului de

fază nesimetric s

f

NI

I

INTP

1

INTP Factorul total al fundamentalei

curentului nesimetric 1

1

s

f

NI

I

INTP

Analiza comparativă pentru cazul a două centrale fotovoltaice

Programul software PS-DEF-DEZ-var 1 dezvoltat a fost utilizat în prelucrarea datelor și

determinarea indicatorilor ce caracterizează regimul deformant și dezechilibrat, în analiza calității

energiei electrice în PCC cu rețeaua electrică de distribuție a două centrale fotovoltaice (CFV): Codlea

și Podu-Olt.

A1. Date tehnice pentru CFV Codlea

Suprafaţa ocupată: A = 10,00 ha, Un = 0.40 kV / 20 kV; Putere instalata: Pi = 3.500 kW; Putere

aprobata (kW/kVA): Pa = 2.950 kW/3.206 kVA.

Date generator fotovoltaic: Număr de panouri PV: 12.580 de 245 W tip Eopply 156/60-245 pe

structuri metalice, aranjate câte 20 panouri PV pe string, la o înclinație de 25 de grade și azimut

0 grade (direcția SUD). Sunt 624 de stringuri, Fig. 4.7.

Fig. 4.7. Planul centralei fotovoltaice de 2,95 MW.


32

Instalația aferenta panourilor PV cuprinde:

Invertoare

Centrala fotovoltaică include 156 de invertoare de tip SUNGROW SG 20 KTL, cu: tensiune

maximă c.c. 1.000 Vc.c; tensiune de pornire 480 Vc.c; prag de lucru minim 480 – 800 V.c.c; putere

maximă c.c. 20,4 kW; putere maximă c.a. 20 kW; tensiune maximă c.a. 400 V; randament 97,3 %.

Instalația electrică pentru Posturile de Transformare

Pentru evacuarea energiei produse în rețeaua de distribuție, sunt montate 4 posturi de

transformare în interiorul parcului fotovoltaic: Post de transformare PT-1, 1.000 kVA, 0,4/20 kV; Post

de transformare PT-2, 1.000 kVA, 0,4/20 kV; Post de transformare PT-3, 1.000 kVA, 0,4/20 kV; Post

de transfomare PT-4, 1.000 KVA, 0,4/20 kV. Schema electrică monofilară de încadrare în sistem este

prezentată în Fig. 4.8.

Fig. 4.8 Schema electrică monofilară de încadrare în sistem

Punctul de conexiuni este echipat astfel: 1 celulă de linie (racord la LEA 20 kV), 1 celulă

PT+măsură (conexiune centrală electrică fotovoltaică-PT-1), 1 celulă de servicii interne cu

transformator de servicii interne 20/0,23 kV-4 kVA, grup de măsură pentru decontarea energiei

debitate/ consumate, aparat de analiză a calității energiei electrice.

Racordul electric la rețeaua electrică de distribuție este realizat printr-un punct de conexiuni

(PCT), alimentat din Stația 110/20 kV Codlea, cu o alimentare de rezervă prin LEA 20 kV Vulcan.

B1. Date tehnice pentru CFV Podu-Olt

Suprafaţa ocupată: A = 7,00 ha;Un = 0.36 kV / 20 kV; Putere instalata: Pi = 2.950 kW; Putere

aprobata (kW/kVA): Pa = 2.496,96 kW / 2.715 kVA.

Date generator fotovoltaic: Număr de panouri PV: 9.792 de 255 W tip Voltec VSPS-255-60-A pe

structuri metalice, aranjate câte 24 panouri PV pe string, la o înclinație de 25 de grade și azimut

0 grade (direcția SUD). Sunt 3 x 136 de stringuri, Fig. 4.9.

Fig.4.9. Planul centralei electrice fotovoltaice de 2,5 MW Podu-Olt


33

Centrala fotovoltaică include 3 invertoare de tip SUNNY CENTRAL 760CP XT, cu: tensiune

maximă c.c. 1.000 Vc.c; tensiune de pornire 510 Vc.c; prag de lucru minim 510 – 850 V.c.c; putere

maximă c.c. 853 kW; putere maximă c.a. 760 kW; tensiune maximă c.a. 376 V; randament 98,4 %.

Pentru evacuarea energiei produse în rețeaua de distribuție, sunt montate 2 posturi de

transformare în interiorul parcului fotovoltaic: Post de transformare PT-1, 1.600 kVA, 0,36/20 kV; Post

de transformare PT-2, 1.600 kVA, 0,36/20 kV. Schema electrică monofilară de încadrare în sistem

este prezentată în Fig. 4.10.

Fig. 4.10. Schema electrică monofilară pentru interfața CFV la PT1 și PT2 ale rețelei electrice

de 20 kV cu punctul de monitorizare din PCT

Punctul de conexiuni este echipat astfel: 1 celulă de linie (racord la LEA 20 kV), 1 celulă

PT+măsură (conexiune CVF in PT-1), 1 celulă de servicii interne cu transformator de servicii interne

20/0,23 kV-25 kVA, grup de măsură pentru decontarea energiei debitate/consumate, aparat de

analiză a calității energiei electrice. Racordul electric al CPV Podu-Olt la reţeaua electrică de

distribuţie este realizat prin Punctul de Conexiuni (PC), alimentat din LEA 20 kV Hărman-Bod,

derivaţia 20 kV Podu-Olt.

S-au efectuat măsurători şi s-au achiziționat date de monitozorizare în PCC la CFV Codlea și

CFT Podu-Olt în data de 30.12.2015 care sunt prezentate in Anexa 3. Prelucrarea de date s-a

efectual cu modulul software PS-DEF-DES-var1 iar valoarea indicatorilor care caracterizează regimul

deformant și dezechilibrat pentru centralele fotovoltaice CFV Codlea și CFV Podu-Olt în punctul de

conectare sunt prezentaţi în Anexa 4. Variația indicatorilor ce caracterizează regimul deformant și

dezechilibrat pentru centralele fotovoltaice CFV Codlea şi CFV Podu-Olt sunt prezentate în Fig. 4.11 -

4.16.

Fig. 4.11. Variația factorului de

nesimetrie a curentului de fază în regim

deformant și nesimetric

Fig. 4.12. Variația factorului de

nesimetrie a tensiunii de fază în regim

deformant și nesimetric


34

Fig. 4.13. Variația factorului total de

distorsiune pentru curent


distorsiune pentru tensiune


nesimetrie pentru curent


nesimetrie pentru tensiune

Din Fig. 4.11 - 4.16 pentru sistemul de tensiuni în PCC ale celor două CFV Podu-Olt și CFV

Codlea se observă:

- pe toată perioada de observație, în PCC a CFV Codlea, nivelul maxim al factorului de distorsiune

a tensiunii este de 1,83 %;

- pe toată perioada de observație, în PCC a CFV Podu-Olt, nivelul maxim al factorului de

distorsiune a tensiunii este de 1,04 %;

- pe toată perioada de observație, în PCC a CFV Codlea, nivelul maxim al factorului de nesimetrie

negativ de tensiune este de 0,66 %;

- pe toată perioada de observație, în PCC a CFV Podu-Olt, nivelul maxim al factorului de

nesimetrie negativ de tensiune este de 0,44 %;

4.5. Concluzii

Modulul software conceput a permis efectuarea unei analize comparative efectuate de autor

pentru monitorizarea calităţii energiei electice pe perioada de 24 ore, în data de 30.12.2015, la PCC în

cazul a două centrale fotovoltaice: Podu-Olt și Codlea.

Prin prelucrarea datelor şi determinarea indicatorilor de calitate, programul de calcul dezvoltat

în Java permite caracterizarea regimul deformant şi dezechilibrat.

Indicatorul total de regim dezechilibrat al tensiunii de fază echivalente și indicatorul total de

regim deformant al tensiunii de fază echivalente indică faptul că în PCC al CFV nu există un regim

deformant și dezechilibrat pentru sistemul de tensiuni.

Indicatorul total de regim dezechilibrat si deformant al curentului de fază echivalent indică faptul

că în PCC al CFV Podu-Olt și CFV Codlea predomină un regim deformant şi dezechilibrat.


35

5. STUDIUL REGIMULUI PERMANENT ÎN REȚELE ELECTRICE DE DISTRIBUȚIE


5.1. Analiza căderilor de tensiune în rețelele electrice de distribuție

O temă de mare actualitate este cea a creșterii calității transferului de energie și a eficienței

energetice în rețelele electrice de distribuție, în care sunt conectate centrale fotovoltaice.

În literatura de specialitate sunt dezvoltate mai multe metode, devenite deja clasice, de

determinare a căderilor de tensiune și a pierderilor de putere pentru diferite structuri ale rețelelor

electrice.

Problematica rețelelor electrice stradale lungi (lungimi de linii electrice > 500 m) de 0,4 kV [93],

scoate în evidență necesitatea dimensionării corecte a protecțiilor LEA de 0,4 kV, datorită

următoarelor aspecte:

- rețelele stradale de 0,4 kV lungi nu sunt protejate la scurtcircuit la capetele de rețea;

- rețelele stradale sunt protejate numai pe o lungime de 300-500 m.

Tensiunile nominale și abaterile admisibile sunt stabilite prin standardul SR HD 472

S1:2002/A1:2013. În funcție de nivelul de tensiune și de cerințele consumatorilor, abaterile de la

valoarea nominală a tensiunii admise sunt definite în funcție de tensiunea liniei, astfel:

a) liniile electrice cu tensiuni de 6 kV – 110 kV: ∆U=±5%;

b) liniile electrice cu tensiuni mai mici de 1 kV: ∆U=±10 %;

c) liniile electrice de distribuție de 0,4 kV: ∆U=(-7 ÷ +5)%.

O analiză și o sinteză asupra modalităților de calcul al căderilor de tensiune în funcție de

parametrii liniei electrice și ai consumatorilor este realizată în acest subcapitol.

5.1.2. Căderi de tensiune în linii electrice cu consumatori dezechilibrați

Dezechilibrul consumatorilor determină în liniile electrice trifazate căderi de tensiune și apariția

curentului pe conductorul de nul [96], [97], [98], [99], [100], [101].

Cauzele dezechilibrului consumatorilor trifazați echivalenți sunt:

- dezechilibrul impedanțelor receptorilor trifazați;

- încărcarea diferită pe faze cu receptori monofazați;

- existența unor receptoare care au în structura lor elemente neliniare.

Pentru calculul căderilor de tensiune se consideră cazul unei linii electrice trifazate cu

impedanțele de fază egale, la capătul căreia se conectează un consumator echivalent trifazat

dezechilibrat (Fig.5.6).

Fig.5.6. Linie electrică trifazată cu receptor dezechilibrat


36

În ipoteza alimentării cu un sistem simetric de tensiuni, expresiile pentru tensiunile la bornele de

alimentare sunt:

000 RUj

eRURU

20

32

00 aRUj

eRUSU

(5.16)

aRUj

eRUTU 03

2

00

unde a este operatorul numeric de rotație, 2

3

2

1ja

În ipoteza alimentării cu un sistem simetric de tensiuni, tensiunea de deplasare a nulului se

determină cu relația vectoriala [102]:

NeTeSeR

NeTeSeR

YYYY

NYTYSYRYN

UUUUU

00000 , (5.17)

unde admitanțele corespunzătoare sunt:

eReR

ZY

1 ,

eS

eSZ

Y1

, eT

eTZ

Y1

, NZ

NY1

, (5.18)

cu impedanțele echivalente pe faze: RLReR ZZZ

; SLSeS ZZZ ; TLTeT ZZZ

și impedanța conductorului de nul NZ .

Tensiunile și curenții de fază în raport cu consumatorul se obțin prin calcul, cunoscând

parametrii rețelei de alimentare și ai consumatorului. Pentru determinarea căderilor de tensiune în linii

electrice cu consumatori dezechilibrați se calculează [103]:

- curenții de linie:

)00

(NReR UUYI R

)00

(NSeS UUYI S

(5.19)

)00(

NUUYI TeTT

- tensiunile de fază la receptor:

RRRN ZIU

SSSN ZIU (5.20)

TTTN ZIU

Căderile de tensiune (valori efective) la capătul liniei electrice care alimentează receptorul

dezechilibrat se pot aproxima prin:

0NLRR UUU

0NLSS UUU (5.21)

0NLTT UUU

Observații:

- admitanța conductoarelor active are influență asupra căderilor de tensiune;

- admitanța conductorului de nul are influență asupra valorii tensiunii de deplasare a nulului;

- în cazul întreruperii conductorului de nul, crește valoarea tensiunii de deplasare a nulului, producând

supratensiuni pe faza cu impedanță mai mare, iar pe faza cu impedanță mai mică apare o

subtensiune;

- căderea de tensiune în linii electrice cu consumatori dezechilibrați este influențată de admitanța

conductoarelor active și a conductorului de nul, precum și de impedanțele consumatorului

dezechilibrat.

5.2.1. Pierderi de putere în linii electrice

Pierderile de putere în parametrii longitudinali ai liniilor electrice au loc ca urmare a circulației

curentului electric prin conductoare și au ca efect încălzirea prin efectul Joule-Lenz. Aceste pierderi de


37

putere sunt pierderi de putere activă, care au loc în rezistența liniilor electrice și pierderi de putere

reactivă, care au loc în reactanța liniilor electrice [94].

Având în vedere că parametrii liniilor electrice sunt calculați pe fază, pierderile totale de putere

aparentă se determină cu relația [94]:

23

*3 ILXjLRIILZS , (5.22)

în care: RL, XL, ZL – parametrii liniei electrice pe fază, I – valoarea efectivă a curentului, unde sarcina

este considerată de obicei la capătul liniei electrice.

Pierderile de putere aparentă se pot calcula în funcție de puterea activă și reactivă:

2

22

U

QPLXjLRS

(5.23)

Partea reală a expresiei de mai sus reprezintă pierderile de putere activă:

2

22

U

QPLRP

, (5.24)

iar partea imaginară reprezintă pierderile de putere reactivă:

2

22

U

QPLXQ

(5.25)

Din relațiile (5.24)și (5.25) se observă cum, pentru o funcționare optimă a liniilor electrice, se

impune o atenție deosebită asupra etapei de proiectare, precum și a modului de exploatare a rețelei

electrice de distribuție.

5.3. Mediul de programare NEPLAN utilizat pentru calculul regimului permanent

NEPLAN este un mediu de programare pentru analiza, planificarea, optimizarea și simularea

numerica a funcționării rețelelor electrice. Interfața grafică ușor de utilizat permite utilizatorului să

efectueze în mod eficient studii de caz.

Software-ul personalizabil are un concept modular și acoperă toate aspectele specifice

producției de energie electrică și rețelelor de transport și distribuție.

Este potrivit, de asemenea, pentru sistemele de surse regenerabile de energie și aplicațiile

moderne, cu elemente de comunicație a datelor și convertoare statice de putere caracteristice, așa

numitele rețele inteligente de energie (Smart Grids), deoarece modelele necesare și metodele de

simulare sunt integrate cu o precizie și performanță foarte mare.

În afară de calculele de regim permanent, calitatea energiei electrice, metode de optimizare și

de proiectare a protecțiilor, NEPLAN (Neplan_SmarterTools) permite modelarea centralelor

fotovoltaice și eoliene utilizând comenzi pentru simulări numerice în detaliu ale regimurilor dinamice

(RMS / EMT) și integrând, de asemenea, modele Matlab / Simulink.

Baza de date comună și interfața unică de programare a aplicațiilor simplifică integrarea

NEPLAN în aplicații externe.

NEPLAN permite definirea, dezvoltarea și gestionarea de elemente ale sistemelor electrice,

date, biblioteci și grafică.

Principalele elemente utilizate pentru proiectare și aplicații ale rețelelor electrice sunt: elemente

ale rețelelor electrice: linii electrice c.c. și c.a., transformatoare cu două, trei sau patru înfășurări, bare

electrice; Echipamente clasice de compensare și control al tensiunii: condensatoare șunt,

condensatoare serie, bobine șunt, comutatoare de ploturi; Echipamente FACTS: compensatoare

statice VAR, SVC, STATCOM, condensatoare serie controlate prin tiristor TCSC, controlere UPFC;

Echipamente de control a unităților de generare: generatoare, sisteme de excitație, regulatoare

automate de tensiune AVR, stabilizatoare de putere PSS; Receptoare de putere: receptoare cu

convertoare statice, motoare de inducție.

5.4. Optimizări în rețele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice

Amplasarea centralelor fotovoltaice (CFV) determină modificări ale comportării sistemului

electroenergetic la conectarea în rețea a acestor surse regenerabile de energie. Exploatarea


38

centralelor fotovoltaice schimbă caracteristicile sistemelor electrice de distribuție, concepute inițial

pentru circulații de puteri active, unidirecționale, de la nodul de alimentare spre utilizatori.

Pentru analiza influenței centralei fotovoltaice asupra pierderilor de putere și a tensiunii în

nodurile rețelelor electrice de joasă tensiune, s-a considerat rețeaua test prezentată în Fig. 5.9.

Pentru studiu, s-a considerat o rețea electrică test de distribuție cu tensiunea nominală de 0,4

kV, cu sarcina totală fiind P=320 kW, respectiv Q=58 kVAr.

Schema rețelei electrice de joasă tensiune test considerate este prezentată în Fig. 5.9. Rețeaua

test este de tip radial ramificată, formată din următoarele elemente: un transformator 20/0,4 kV; un

nod de 20 kV; 16 noduri de 0,4 kV; consumatori trifazați echilibrați.

Pentru această rețea test, s-au realizat mai multe scenarii, considerând cazul când CFV este

cuplată în diferite noduri, cu generare fie doar de putere activă, fie de putere aparentă. Rezultatele

numerice pentru aceste scenarii sunt obținute cu programul NEPLAN.

5.4.1. Influența amplasării centralei fotovoltaice asupra circulației de putere

În vederea studierii influenței amplasării CFV asupra rețelei electrice de joasă tensiune, s-au

considerat diverse scenarii.

Fig. 5.9. Schema test a rețelei electrice de joasă tensiune

Un prim scenariu consideră cazul în care CFV este conectată în nodul 6-0,4 kV, cu generarea

de putere activă de 320 kW. Cu programul NEPLAN s-a stabilit sensul circulației de puteri, asociat cu

cel al puterii active (Fig. 5.10). Se constată că sensul circulației de puterii se va schimba pe

tronsoanele de linie dintre nodul 6-0,4 kV și nodul 4-0,4 kV.

Fig. 5.10. Circulația puterilor în rețeaua electrică de JT cu CFV conectată în nodul 6


39

Un al doilea scenariu consideră cazul în care două CFV sunt conectate în nodurile 8-0,4 kV și

15-0,4 kV, care generează o putere echivalentă cu 320 kW. Cu programul NEPLAN s-a stabilit sensul

circulației de puteri, asociat cu cel al puterii active (Fig. 5.11).

Fig. 5.11. Circulația puterilor în rețeaua electrică de JT cu CFV conectate în nodurile 8 și 15

Este evidențiată și în acest caz o schimbare a sensului circulației de puteri: sensul circulației

puterii s-a schimbat pe tronsoanele de linie dintre nodurile 8-0,4 kV și 6-0,4 kV, precum și între

nodurile 15-0,4 kV și 13-0,4 kV.

Ambele scenarii evidențiază influența pe care o reprezintă prezența CFV asupra circulației de

puteri la nivelul rețelelor electrice de distribuție. O inversare a sensului circulației de curenți și de puteri

necesită o nouă abordare în ceea ce privește protecțiile, având în vedere că în rețelele electrice de

distribuție clasice, sensul este unidirecțional de la surse către utilizatori.

5.4.2. Niveluri de tensiune și pierderi de putere în rețeaua test fără centrală fotovoltaică

Studiul urmărește stabilirea căderilor de tensiune și a pierderilor de putere în rețeaua test de

joasă tensiune în regim normal de funcționare (regim sinusoidal și echilibrat), pentru care se modifică

lungimea liniilor electrice dintre nodurile rețelei electrice test: Cazul I -lungimea liniilor electrice dintre

noduri este 100 m (Rețea test – RT1); Cazul II - lungimea liniilor electrice dintre noduri este 300 m

Rețea test – RT2).

Studiul are în vedere posibilitatea reglajului nivelului tensiunii în rețeaua electrică test prin

reglajul tensiunii transformatorului pe comutatorul de ploturi. Se consideră nivelul tensiunii la bornele

de joasă tensiune ale transformatorului de 20/0,4 kV: U2 = 0,4 kV;U2 = 0,42 kV;U2 = 0,44 kV.

a). Căderi de tensiune și pierderi de putere pentru rețeaua test RT1

Pentru rețeaua test de joasă tensiune, cu lungimea liniei electrice între noduri de 100 m, variația

tensiunii în nodurile rețelei test, calculate cu programul NEPLAN pentru cele trei niveluri ale tensiunii

reglate cu comutatorul de ploturi, sunt prezentate în Fig. 5.12.

Fig. 5.12. Tensiunile în nodurile rețelei test RT1, fără generare distribuită


40

Se constată că prin menținerea în nodul la care este conectată înfășurarea de joasă tensiune a

transformatorului de 20/0,4 kV a unui nivel de tensiune apropiat de valoarea maximă admisă prin

normative, tensiunea în nodurile rețelei test se încadrează în limitele ± 10 % din valoarea nominală.

Pierderile de putere în rețeaua test RT1, pentru U2=0,4 kV, U2=0,42 kV și U2=0,44 kV, calculate

cu softul NEPLAN, sunt prezentate în Tabel 5.2.

Tabel 5.2. Pierderile de putere în rețeaua test RT1, fără generare distribuită

U2

[kV]

∆P Line

[kW]

∆Q Line

[kVAr]

∆P Trafo

[kW]

∆Q trafo

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

0,40 23 9 2 18 25 27

0,42 21 8 2 18 23 26

0,44 19 7 2 19 21 27

Datele din Tabel 5.2 arată că prin reglarea tensiunii din comutatorul de ploturi al

transformatorului, pierderile totale de putere activă și reactivă scad odată cu creșterea nivelului

tensiunii reglate prin comutatorul de ploturi.

b) Căderi de tensiune și pierderi de putere pentru rețeaua test RT2

Pentru rețeaua test de joasă tensiune, cu lungimea liniei electrice între noduri de 300 m, variația

tensiunii în nodurile rețelei test, calculate cu programul NEPLAN pentru cele trei niveluri ale tensiunii

reglate cu comutatorul de ploturi, sunt prezentate în Fig. 5.13.

Fig. 5.13. Tensiunile în nodurile rețelei test TR2, fără generare distribuită

Datele din Fig. 5.13 arată că numai prin menținerea în nodul la care este conectată înfășurarea

de joasă tensiune a transformatorului a unui nivel de tensiune apropiat de valoarea maximă admisă

prin normative, tensiunea în nodurile rețelei test se încadrează în limitele ± 10 % din valoarea

nominală.

Pierderile de putere în rețeaua test, pentru U2=0,4 kV, U2=0,42 kV și U2=0,44 kV sunt

prezentate în Tabel 5.4.

Tabel 5.4. Pierderile de putere în rețeaua test RT2, fără generare distribuită

U2

[kV]

∆P Line

[kW]

∆Q Line

[kVAr]

∆P Trafo

[kW]

∆Q trafo

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

0,40 107 42 3 22 110 64

0,42 95 37 3 21 98 58

0,44 89 35 3 22 92 57

Datele din Tabelul 5.4 arată că prin reglarea tensiunii din comutatorul de ploturi al

transformatorului, pierderile totale de putere activă și reactivă scad odată cu creșterea nivelului

tensiunii.

5.4.3. Niveluri de tensiune și pierderi de putere în rețeaua test cu o centrală fotovoltaică

a) Rețeaua test RT1

Datele obținute cu softul NEPLAN în cazul conectării unei singure centrale fotovoltaice în nodul

6- 0,4 kV sunt prezentate în Fig. 5.14.


41

Se constată că se modifică nivelul tensiunilor în nodurile rețelei test, valoarea cea mai mare a

tensiunii se obține în nodul unde a fost conectata sursa CFV.

Fig. 5.14. Tensiunile în nodurile rețelei test RT1, cu CFV conectată în nodul 6-0,4 kV

Pierderile de putere în rețeaua test, cu CFV conectată în nodul 6-0,4 kV sunt prezentate în

Tabel 5.6.

Tabel 5.6. Pierderile de putere în rețeaua test, cu CFV în nodul 6-0,4 kV

U2

[kV]

∆P Line

[kW]

∆Q Line

[kVAr]

∆P Trafo

[kW]

∆Q trafo

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

0,40 16 5 1 16 17 21

0,42 18 7 2 17 20 24

0,44 23 9 2 20 25 29

Din Tabel 5.6, se observă cum prin creșterea tensiunii și conectarea unei CFV, pierderile totale

de putere activă cresc de la ∆P=17 kW la ∆P=25 kW.

b) Rețeaua test RT2

Datele obținute cu softul NEPLAN în cazul conectării unei singure centrale fotovoltaice în nodul

6- 0,4 kV sunt prezentate în Fig. 5.15.

Nivelul tensiunilor în nodurile rețelei test RT2 se modifică, valoarea maximă fiind în nodul 6- 0,4

kV unde a fost conectată CFV.

Fig. 5.15. Tensiunile în nodurile rețelei test RT2, cu CFV conectată în nodul 6-0,4 kV

Pierderile de putere în rețeaua test RT2, cu CFV în nodul 6-0,4 kV, sunt prezentate în Tabelul 5.8.

Tabelul 5.8. Pierderile de putere în rețeaua test RT2, cu CFV în nodul 6-0,4 kV

U2

[kV] ∆P Line

[kW]

∆Q Line

[kVAr]

∆P Trafo

[kW]

∆Q trafo

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

0,40 64 21 2 17 66 38

0,42 60 20 2 18 62 38

0,44 58 21 2 19 60 40


42

Din Tabelul 5.8, se observă cum, prin creșterea tensiunii și conectarea unei CFV, pierderile

totale de putere activă scad de la ∆P=66 kW la ∆P=60 kW.

5.4.4. Niveluri de tensiune și pierderi de putere în rețeaua test cu două centrale fotovoltaice

a) Rețea test, RT1

În cazul conectării a două surse CFV, una în nodul 8 - 0,4 kV și una în nodul 15 - 0,4 kV, se

poate observa cum se modifică nivelul tensiunilor în nodurile rețelei test, astfel încât tensiunea cea

mai mare este în nodul 6- 0,4 kV, unde a fost conectata sursa CFV. Variația tensiunii în nodurile

rețelei test, cu CFV în nodul 8-0,4 kV și 15 - 0,4 kV, este prezentată în Fig. 5.16.

Fig. 5.16. Tensiunile în nodurile rețelei test RT1, cu CFV în

nodurile 8-0,4 kV și 15 - 0,4 kV

Pierderile de putere în rețeaua test RT2, cu CFV cuplate în nodurile 8-0,4 kV și 15 - 0,4 kV sunt

prezentate în Tabelul 5.10.

Tabelul 5.10. Pierderile de putere în rețeaua test, cu CFV în nodurile 8-0,4 kV și 15 - 0,4 kV

U2

[kV]

∆P Line

[kW]

∆Q Line

[kVAr]

∆P Trafo

[kW]

∆Q trafo

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

0,40 12 4 1 16 13 20

0,42 14 5 1 17 15 22

0,44 19 7 2 19 21 26

Din Tabelul 5.10, se observă că prin creșterea tensiunii și conectarea a două CFV pierderile

totale de putere activă cresc de la ∆P=13 kW la ∆P=21 kW.

b) Rețea test RT2

Nivelurile tensiunilor în nodurile rețelei test RT2, cu CFV conectate în nodurile 8-0,4 kV și 15 -

0,4 kV, este prezentată în Fig. 5.17.

Fig. 5.17. Tensiunile în nodurile rețelei test RT2, cu CFV în nodurile

8-0,4 kV și 15 - 0,4 kV

Pierderile de putere în rețeaua test RT2, cu CFV conectate în nodurile 8-0,4 kV și 15 - 0,4 kV

sunt prezentate în Tabelul 5.12.

Tabelul 5.12. Pierderile de putere în rețeaua test RT2, cu CFV

conectate în nodurile 8-0,4 kV și 15-0,4 kV

U2

[kV]

∆P Line

[kW]

∆Q Line

[kVAr]

∆P Trafo

[kW]

∆Q trafo

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAar]

0,40 45 14 1 17 46 31

0,42 43 14 1 17 44 31

0,44 41 15 1 18 42 34

Din Tabelul 5.12, se observă, cum prin creșterea tensiunii și conectarea a două CFV, pierderile

totale de putere activă scad de la ∆P=46 kW la ∆P=42 kW.


43

Pentru rețeaua test de joasă tensiune, cu lungimea liniei electrice între noduri de 100 m (RT1) și

300 m (RT2), la care se conectează o centrală fotovoltaică în nodul 6-0,4 kV, precum și în cazul

conectării a două centrale fotovoltaice în nodurile 8 - 0,4 kV și 15-0,4 kV, variațiile tensiunii în nodurile

rețelei test, calculate cu programul NEPLAN pentru trei niveluri ale tensiunii reglate cu comutatorul de

ploturi 0,4 kV, 0,42 kV și 0,44 kV, sunt prezentate în Tabelul 5.13 și Tabelul 5.14, precum și în Fig.

5.18 și Fig. 5.19.

Tabelul 5.13 Pierderile de putere în rețeaua test RT1 pentru cazul în care nu este conectat

CFV, cu CFV conectată într-un nod și cu CFV conectate în două noduri

U2

[kV]

RT1 fără CFV RT1 cu o CFV RT1 cu două CFV

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

0,40 25 27 17 21 13 20

0,42 23 26 19 24 15 22

0,44 21 27 25 29 21 26

Fig. 5.18. Pierderile de putere în rețeaua test RT1 pentru cazul în care nu este conectată CFV, cu

CFV conectată într-un nod și cu două CFV conectate în două noduri

Din Tabel 5.13 și Fig. 5. 18 se observă cum pentru tensiunea de alimentare 0,40 kV și 0,42 kV,

cu lungimea liniei electrice între noduri de 100 m, pierderile de putere scad pentru cazurile în care se

conectează una sau două centrale fotovoltaice. În cazul în care tensiunea de alimentare este de 0,44

kV, cresc pierderile de putere pentru situația în care se conectează o centrală fotoelectrică.

Tabelul 5.14. Pierderile de putere în rețeaua test RT2 pentru cazul în care nu este conectată

CFV, cu CFV conectată într-un nod și cu CFV conectate în două noduri

U2

[kV]

RT2 fără CFV RT2 cu o CFV RT2 cu două CFV

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

∆P rețea

[kW]

∆Q rețea

[kVAr]

0,40 110 64 66 38 46 31

0,42 98 58 62 38 44 31

0,44 92 57 60 40 42 34

Fig. 5.19. Pierderile de putere în rețeaua test RT2 pentru cazul în care nu este conectată CFV, cu

CFV conectată într-un nod și cu CFV conectate în două noduri

Din Tabelul 5.14 și Fig. 5. 19 se observă cum pentru tensiunea de alimentare 0,4 kV, 0,42 kV și

0,44 kV, cu lungimea liniei electrice între noduri de 300 m, pierderile de putere scad pentru cazurile în

care nu este conectată CFV, precum și pentru cazul în care se conectează una sau două CFV.

Din Tabelul 5.13, Tabelul 5.14, Fig. 5.18 și Fig. 5.19 se observă că este mai eficient să se

funcționeze cu rețeaua electrică având conectate două CFV decât în cazul în care se conectează o

singură CFV.


44

6. CONCLUZII FINALE ȘI CONTRIBUȚII PERSONALE

6.1. Concluzii finale

Prezenta teză de doctorat a avut ca obiectiv principal stabilirea de soluții pentru creșterea

calității și eficienței energetice în rețelele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice.

Pentru rezolvarea acestei problematici, autorul a efectuat cercetări pentru: optimizarea

structurii centralelor fotovoltaice în vederea creșterii performanțelor acestora; dezvoltarea unor

metode și instrumente pentru monitorizarea indicatorilor de calitate a energiei electrice cu

considerarea regimului deformant și dezechilibrat în rețele electrice cu generare distribuită;

modelarea și simularea unor scenarii privind posibilitatea controlului nivelului de tensiune și

reducerea pierderilor de putere în nodurile rețelelor electrice de distribuție la care sunt conectate

centrale fotovoltaice.

Capitolul 1 - Centrala fotovoltaică - sursă distribuită de energie

Conceptul de surse de energie distribuită câștigă tot mai mult teren, datorită beneficiilor

tehnice, economice și de mediu, țintele fiind: îmbunătățirea profilului tensiunii, reducerea pierderilor,

creșterea calității energiei electrice și a fiabilității alimentării utilizatorilor.

Dintre sursele de generare distribuită, centralele fotovoltaice au o penetrare semnificativă în

sistemul electroenergetic.

Centrala fotovoltaică este formată din: generatorul fotovoltaic (PV); convertorul electronic de

putere și interfața cu rețeaua electrică de distribuție.

Eficiența CFV este direct legată de performanțele elementului de conversie fotoelectrică și

anume, de celula fotovoltaică. Principalele avantaje ale celulelor fotovoltaice sunt legate de simplitatea

construcției lor, cost relativ redus, dependența relativ redusă de temperatură, mai ales a celulelor

fotovoltaice cu film subțire. Dezavantaje ale celulelor fotovoltaice sunt legate de: disponibilitatea

materialelor, toxicitate și dependența performanțelor de condițiile meteorologice.

Energia produsă anual de către CFV depinde de o serie de factori de care trebuie ținut cont la

stabilirea metodicii de proiectare a generatorului PV: radiația solară, metoda de evaluare a puterii

debitate de panouri în condiții de testare standard și, în condiții de variație de temperatură, de metoda

de control a tensiunii la care se obține valoarea maximă a puterii debitate de panouri.

În CFV cu simplu etaj, reglarea punctului de putere maximă (MPPT) se realizează atât prin

reglarea tensiunii continue și prin transferul puterii la rețea. Astfel, pe partea de c.a. a convertorului,

sistemul PV este interfațat cu rețeaua electrică de distribuție în punctul comun de cuplare (PCC) printr-

un filtru trece-jos și un transformator de separare.

În CFV cu dublu etaj, convertorul electronic de putere este un convertor c.c.-c.c.-c.a. În felul

acesta, tensiunea c.c. este mai întâi amplificată la un nivel suficient de mare, apoi, o interfață VSC

trifazată amplifică de asemenea tensiunea c.a.

Datorită utilizării unui singur etaj de conversie a energiei, CFV cu simplu etaj este mai simplu,

mai economic și este utilizat pe scară largă de către marii producători.

Analiza efectuată de autor subliniază necesitatea stabilirii de noi soluții pentru optimizarea

structurii centralelor electrice fotovoltaice, pentru a obține un transfer maxim de putere între

generatorul fotovoltaic și utilizator.

Asigurarea unui nivel al calității energiei electrice în rețele electrice de distribuție în care sunt

conectate și centrale electrice fotovoltaice este o sarcină complexă, datorită prezenței distorsiunilor

armonice, a modificării profilului tensiunii și a funcționării CFV numai pe timp de zi. Calitatea energiei

electrice în punctul comun de cuplare a CFV este caracterizată prin indicatori specifici, dintre care,

variația de tensiune, prezența armonicilor de tensiune și curent și nesimetria în rețelele electrice sunt

indicatori care au relevanță tot mai mare pentru integrarea centralelor electrice fotovoltaice în rețelele

electrice de distribuție.

Pentru asigurarea funcționării în siguranță a sistemului electroenergetic s-au elaborat

reglementări privind cerințele tehnice minimale pentru racordarea la rețeaua publică a CFV. Cerințele


45

sunt particularizate pentru rețelele electrice de medie tensiune și de joasă tensiune și se referă la

regimul dinamic de funcționare, regimul de scurtcircuit și la controlul puterii active și reactive. Condițiile

de racordare la rețea a CFV din România, elaborate de Autoritatea Națională de Reglementare în

domeniul Energiei, sunt diferențiate pentru cele două tipuri de CFV: dispecerizabile (cu P > 5 MW) și

nedispecerizabile (cu P 5 MW).

Codurile de rețea stabilite prin reglementări pentru condițiile de conectare la rețeaua electrică a

CFV reprezintă un instrument pentru asigurarea stabilității sistemului în condițiile generării distribuite.

Analiza efectuată arată necesitatea abordării globale a conceptului de surse de energie

distribuite, cu dezvoltarea unui model integrat de sistem electric în care să fie inclusă centrala

fotovoltaică, ca fundament pentru creșterea calității și eficienței energetice în sistemul

electroenergetic.

Capitolul 2 - Modelarea și simularea panoului fotovoltaic și a generatorului fotovoltaic

Procesul de conversie fotoelectrică din generatorul fotovoltaic este descris cu diferite modele

fizice și matematice, pornind de la schemele echivalente cu două, trei sau patru elemente pentru

celula fotovoltaică cu o diodă. Numărul de parametri necesari pentru descrierea modelului este dat în

funcție de complexitatea schemei echivalente. Modelul cu trei parametri permite determinarea

caracteristicilor în condiții reale de funcționare, cu o precizie suficientă în calculele de proiectare a

generatorului PV.

Pentru descrierea procesului de conversie fotoelectrică, autorul a dezvoltat un model echivalent

al generatorului fotovoltaic în Matlab/Simulink care permite determinarea următorilor parametri:

curentul produs Ig, curentul invers de saturație al diodei Io, rezistența serie Rs, rezistența paralel Rp,

precum și caracteristica curent-tensiune a generatorului fotovoltaic I=f(U) și caracteristica de putere

P=f(U). Studiul de caz este realizat pentru un panou fotovoltaic de tip Risen Energy SYP245S, la care

se cunosc parametrii celulei fotovoltaice pentru funcționare în condiții de eficiență maximă.

Modelul dezvoltat este util în proiectarea optimală a sistemelor PV, fiind un simulator PV simplu,

rapid și precis pentru previzionarea comportării panoului PV și a generatorului PV. Pentru analiză, pe

caracteristicile de curent și putere sunt definite trei domenii ale tensiunii generate de panoul PV: zona

1 (curent constant), zona 2 (de curbura - MPP), zona 3 (de instabilitate, descreștere de curent).

Simulările efectuate au permis punerea în evidență a influenței variației temperaturii și a

radiației solare asupra caracteristicii de curent și putere a panoului PV și a generatorului PV. Astfel:

- La menținerea constantă a temperaturii mediului ambiant și modificarea radiației solare:

- În zona 1, corespunzătoare pe caracteristica de referință de curent domeniului de tensiune (0-

24) V, curentul scade odată cu scăderea radiației solare; panoul PV funcționează ca un

generator de curent;

- In zona 2, corespunzătoare pe caracteristica de referință de curent domeniului de tensiune (24-

32) V, scăderea valorii radiației solare are ca efect deplasarea spre valori mai mici a punctului

de putere maximă;

- In zona 3, corespunzătoare pe caracteristica de referință de curent domeniului de tensiune (32-

37,3) V, scăderea valorii radiației solare are ca efect scăderea valorii curentului și a puterii; în

acest caz, panoul PV tinde să se comporte ca un generator de tensiune.

- La menținerea constantă a radiației solare și modificarea temperaturii mediului ambiant:

- Odată cu creșterea temperaturii, zona 1 se micșoreaza; pe caracteristica de referință de

curent, domeniul de tensiune scade de la (0-24) V la (0-16) V; ca rezultat, se reduce puterea

generată de panoul / generatorul PV;

- La creșterea temperaturii, zona 2 se deplasează către valori mai mici de tensiune și curent și

punctul de funcționare corespunzător puterii maxime generate se deplasează drastic spre

domeniul valorilor mici ale curentului/puterii generate;

- La creșterea temperaturii, zona 3 se mărește; crește domeniul de instabilitate.

- La variația radiației solare și a temperaturii mediului ambiant:

- Simulările confirmă datele obținute din determinări experimentale; odată cu creșterea

temperaturii și scăderea nivelului de radiație apare un efect sinergic de înrăutățire a

performantelor panoului/generatorului PV.


46

Modelul conceput permite studii și analize pentru alte diferite condiții de radiație solară,

combinat cu diferite valori ale temperaturii de expunere a panoului PV/generatorului PV. Acest

modelul a fost validat prin compararea rezultatelor obținute în simulare cu setul de caracteristici de

curent și putere furnizate de producătorul panoului PV.

Capitolul 3 - Optimizarea proiectării centralelor fotovoltaice

Proiectarea centralelor fotovoltaice conectate la rețeaua electrică de distribuție este asociată, în

mod uzual, cu procesul de dimensionare al CFV, care constă, în principal, în selecția panourilor PV și

a invertoarelor, determinarea dimensiunilor și configurației ariilor PV și implicit, ale generatorului

fotovoltaic, precum și calculul performanțelor tehnice și economice estimate ale CFV.

Proiectarea optimală a CFV pentru o locație dată necesită o analiză a influențelor variabilelor

dependente de amplasament, cum sunt radiația solară, temperatura, caracteristicile sistemului electric

la care se racordează centrala fotovoltaică. Studiile realizate trebuie să conducă la determinarea

configurației optimale a CFV, a locației optimale, selecția și tipul componentelor și integrarea acestora

în sistemul electroenergetic, astfel încât centrala fotovoltaică să funcționeze la randament maxim cu

cheltuieli minime și pe toată durata ei de viață.

Există o mare varietate de programe de software pentru dimensionarea și simularea

performanțelor centralelor fotovoltaice conectate la rețea sau autonome, multe utilizate doar ca

instrumente comparative în procesul convențional de dimensionare folosit de către proiectanții CFV.

Tehnicile de optimizare aplicate în proiectarea centralelor fotovoltaice au la bază programarea

evolutivă, utilizarea algoritmilor genetici, metoda roiului de particule, aplicarea sistemului imunitar

artificial etc.

Procesul actual de dimensionare al CFV are, în general, o abordare manuală, bazată pe o

procedură de tip iterativ, prin selectarea panourilor PV și a invertoarelor dintr-o bază de date, astfel

încât caracteristicile acestora să fie compatibile, să asigure configurația corespunzătoare a structurii

generatorului fotovoltaic, precum și parametrii electrici impuși de rețeaua electrică la care se

conectează.

Principiile de proiectare definesc principalii factori de care se ține seama în dimensionarea CFV,

cum sunt factorii care influențează locația / amplasarea CFV (condiții climatice, umbrirea, orientarea și

înclinarea panourilor PV, urmărirea radiației solare), parametrii și caracteristicile rețelei la care se

conectează CFV, efectele generate de CFV asupra sistemului electroenergetic. Este cunoscut, în

acest sens, impactul generării distribuite asupra tensiunii și a capacității de scurtcircuit în rețelele de

distribuție. Aportul CFV asupra variației de tensiune și a capacității de scurtcircuit într-o rețea electrică

nu este foarte ridicat, dar o cantitate mare de generare distribuită duce la creșterea capacității de

scurtcircuit și mărirea nivelului de tensiune a rețelelor electrice, aproape de valoarea maximă de

proiectare. Un remediu realist la această problemă o reprezintă creșterea impedanței de scurtcircuit a

transformatorului IT / MT care alimentează rețeaua electrică de distribuție. De asemenea, la nivelul

stației de evacuare a CFV, pot fi montate reactoare și limitatoare de scurtcircuit.

Pe baza acestor principii a fost definită metodologia de proiectare de tip iterativ. Abordarea

iterativă pentru dimensionarea centralelor fotovoltaice conectate la rețea permite punerea în acord a

parametrilor ariilor PV și a capacității invertoarelor cu cerințele de fiabilitate și posibilitățile de integrare

a CFV în rețeaua electrică de distribuție.

Ca studiu de caz, este prezentat modul de proiectare pentru centrala fotovoltaică de la Cristuru

Secuiesc, cu puterea la ieșire de 4,33 MW, la care autorul a efectuat calculele de proiectare și

optimizare și a participat la implementarea proiectului și la validarea soluției propuse.

Sunt utilizate în total 18.722 de panouri PV de 255 W tip Suntech STP255-20/Wd și 110 panouri

PV de 245 W tip Suntech STP245-20/Wd, amplasate pe structuri metalice, dispuse pe o suprafața de

9,39 ha. Putere instalată este Pi= 4.801,06 kW iar putere aprobată Pa = 4.330 kW.

Verificarea conectării la rețeaua electrică de distribuție s-a realizat în mediul de programare

EDSA cu software de proiectare a sistemelor electroenergetice Paladin Design Base.

Pentru scenariile gol de sarcină și vârf de sarcină, atât pentru regim normal de funcționare, cât

și pentru regim de avarie, s-au avut în vedere ca cerințele pentru căderile de tensiune, circulațiile de

puteri și curenții de scurtcircuit să se încadraze în standardul de performanță pentru a nu se depăși

valorile admisibile pentru elementele din rețea.


47

După construirea CFV, s-au verificat indicatorii de performanță ai centralei fotovoltaice:

Cerința ca factorul de putere în PCC la puterea activă maximă la care s-au efectuat măsurătorile să

se încadreze la 0,9 inductiv/0,9 capacitiv. S-a constatat că la valori ale tensiunii în PCC, situate în

banda admisibilă de tensiune, puterile reactivă produsă/absorbită de CFV pot fi reglate continuu,

corespunzător unui factor de putere în valoare absolută de maximum 0,90 capacitiv și 0,90 inductiv.

Cerința ca CFV în regim normal de funcționare să nu producă în PCC mai mult de ± 4 % variații

rapide de tensiune față de tensiunea nominală la medie și înaltă tensiune și de maxim ± 5 % din

tensiunea nominală la joasă tensiune. Pe parcursul intervalului monitorizat nu au existat variații

rapide ale tensiunii care să se situeze în afara limitelor admisibile de ± 4% din tensiunea nominală.

Verificarea schimbului de putere reactivă cu rețeaua electrică când PCFV=0. Din datele înregistrate

și analizate s-a constatat că, în condiții de noapte, centrala fotovoltaică are un schimb neglijabil de

putere activă cu rețeaua electrică, în timp ce valorile puterii reactive schimbate cu rețeaua se

situează, în medie, la 65 kVAr. Schimbul de putere reactivă este datorat comportamentului capacitiv

al cablurilor din rețelele interioare ale centralei, cabluri care pe parcursul nopții sunt slab încărcate.

Verificarea calității energiei electrice în punctul de racordare al CFV, cu cerințele corespunzătoare

pentru CFV cu putere instalată mai mare de 1 MW, pentru încadrarea în limite a următorilor

indicatori: THD, armonici, factor de nesimetrie negativă și flicker în punctul de conectare.

Măsurătorile efectuate arată că pe parcursul intervalului de monitorizare: factorul de distorsiune a

curbelor sistemului de tensiuni s-a menținut la valori aflate sub limita din normative; armonicile de

tensiune impare și cele pare se situează sub valorile prevăzute de normative; factorul de

nesimetrie negativă a sistemului de tensiuni prezintă valori sub limita de 2% prevăzută în

normative.

Verificările și măsurătorile efectuate arată că funcționarea CFV se încadrează în limitele impuse de

normativele în vigoare.

Capitolul 4. Monitorizarea indicatorilor de calitate în rețele electrice de distribuție cu centrale

fotovoltaice

Generarea distribuită poate susține rețeaua de distribuție prin asigurarea nivelului de tensiune,

putere reactivă, pornire de la zero, rezolvarea congestiilor apărute precum și a surselor de rezervă

menite să alimenteze o zonă limitată de consum până la realizarea intervențiilor necesare. Toate

aceste servicii furnizate la nivelul rețelei de distribuție au influențe și asupra rețelei de transport,

generarea distribuită fiind astfel un sprijin și pentru acest nivel al rețelei.

Funcționarea generatoarelor conectate în paralel cu rețeaua se realizează în modul „peak

shaving” (susținere a vârfului de sarcină), în cazul în care nu acoperă în totalitate sarcina la nivel local,

sau în modul „net metering” (contor de rețea) dacă acestea au capacitatea de a acoperi local sarcina.

Dacă generatorul care funcționează în modul „peak shaving” îmbunătățește fiabilitatea prin scăderea

încărcării rețelei, generatorul ce funcționează în mod „net metering” are influență asupra sistemului

prin inversarea circulației de puteri. Dacă generarea locală depășește contribuția substației ÎT/MT,

fluxul de putere inversat poate deveni critic pentru coordonarea protecției și supraîncărcarea liniilor.

Impactul generării distribuite asupra rețelelor electrice de distribuție are în vedere:

- Sarcina maximă admisibilă a generării distribuite - este limitată de trei factori tehnici: nivelul

defectului, limitele termice și limitele de tensiune.

- Căderea de tensiune – când generarea distribuită funcționează la tensiune constantă prin variația

puterii reactive de ieșire, efectul este de descreștere a căderii de tensiune de-a lungul rețelei; dacă

puterea generată este mai mare decât sarcina din rețea, aceasta va circula de la generarea

distribuită la substație, cauzând creșterea tensiunii.

- Scurtcircuitul - valoarea curentului de scurtcircuit depinde de: puterea surselor care alimentează

locul de scurtcircuit; distanța electrică dintre surse și locul de scurtcircuit; tipul scurtcircuitului și de

timpul scurs din momentul apariției scurtcircuitului. Analiza arată că conectarea unei surse cu

generare distribuită are ca efect creșterea valorii curentului de scurtcircuit în toate nodurile rețelei.

- Calitatea energiei electrice - sistemele electronice utilizate pentru conectarea la rețea permit

limitarea sau chiar evitarea apariției fluctuațiilor de tensiune, dar pot determina apariția de

importante perturbații sub forma de armonici. Centralele fotovoltaice de puteri mari sunt trifazate și

realizate astfel încât să determine tensiuni simetrice la ieșire. În rețelele de joasă tensiune,


48

conectarea unor sisteme fotovoltaice monofazate, de putere redusă, poate determina apariția unor

valori mari ale factorului de nesimetrie.

Analiza regimului de dezechilibru și în prezența armonicilor necesită un calcul laborios, astfel ca

un software specific și dedicat este util. Pentru modelarea și simularea sistemului trifazat în condiții de

nesimetrie și distorsiuni armonice s-a dezvoltat o aplicație în mediul Mathcad, în care s-a implementat

o nouă metodologie de determinare a setului de indicatori ai regimului nesimetric și deformant în

rețelele electrice de distribuție cu generare distribuită.

Setul de indicatori care caracterizează regimul nesimetric și deformant se determină aplicând

metoda componentelor simetrice și utilizând proprietățile armonicilor. Pentru fiecare armonică se

separară componentele de regim echilibrat față de cele de regim dezechilibrat. Astfel, se pot defini

mărimi echivalente pentru tensiunea de fază în regim distorsionat și echilibrat: tensiunea de fază

echivalentă regimului echilibrat și tensiunea de fază echivalentă regimului echilibrat al fundamentalei,

precum și reziduul deformant al tensiunii de fază echivalente regimului echilibrat.

În cazul regimului distorsionat și dezechilibrat nu mai există o legătură între ordinul armonicii și

sensul de rotire a fazorilor corespunzători. Chiar și pentru armonica fundamentală, în regim

dezechilibrat există cele trei componente de secvență pozitivă, negativă și zero. Trebuie luate în

considerare toate componentele corespunzătoare de secvență pozitivă, negativă și zero, astfel că

mărimile caracteristice sunt: tensiunea de fază echivalentă regimului dezechilibrat; tensiunea de fază

dezechilibrată a fundamentalei; reziduul deformant a tensiunii echivalente de fază dezechilibrată;

tensiunea echivalentă totală de fază în regim distorsionat și dezechilibrat. Setul de indicatori includ si

6 factori/ indicatori de distorsiune și dezechilibru.

Modulul software pentru monitorizarea regimului deformant și dezechilibrat în rețele electrice de

distribuție cu centrale fotovoltaice este un instrument virtual realizat în limbajul de programare Java.

Programul de calcul permite analiza și controlul nesimetriei, precum și verificarea încadrării în limite a

nivelului de armonici de tensiuni și de curenți, datele obținute fiind afișate sub formă grafică și

tabelară. Acest instrument semnalizează/ avertizează sonor și optic depășirea nivelului factorilor de

nesimetrie impuși prin normative.

Față de modulul software prezentat de autorul Ionel Lepadat [25], autorul a adaptat și

implementat programul PS-DEF-DEZ-var 1 pentru preluarea datelor de la analizorul de rețea a

energiei electrice, Janitza UMG 511, datele fiind în format .csv, iar în lucrarea [25] datele au fost

preluate de la un software de simulare a unei plăci de achizitii date.

Pe lângă factorii de nesimetrie pentru tensiuni și curenți, cu verificarea limitelor admisibile

conform reglementărilor în vigoare, modulul estimează valoarea curentului de nul și valoarea tensiunii

de deplasare a nulului pentru rețelele de distribuție cu conductor neutru.

Pentru regimul deformant și dezechilibrat, modulul, cu comanda <NESINUSOIDAL>, calculează

și afișează componentele tensiunilor/curenților de fază și indicatorii de nesimetrie și distorsiune

armonică, precum și spectrul armonicilor.

Interfața grafică prezintă formele de undă ale intensității curentului electric și ale tensiunii în

PCC; variația nivelului factorului de nesimetrie de curent conform IEC pentru intervalul de timp de

monitorizare; factori de nesimetrie ai curentului de fază în regim deformant și nesimetric; factori de

nesimetrie ai curentului de nul în regim deformant și dezechilibrat.

Modulul software conceput a permis efectuarea unei analize comparative efectuate de autor

pentru monitorizarea calității energiei electrice pe perioada de 24 ore, în data de 30.12.2015, la PCC,

în cazul a două centrale fotovoltaice: Codlea și Podu-Olt.

Prin prelucrarea datelor și determinarea indicatorilor de calitate, programul de calcul dezvoltat

în Java permite caracterizarea regimul deformant și dezechilibrat. S-au obținut:

tensiunea de fază echivalenta ( bpU ) și tensiunea de fază echivalentă a fundamentalei ( 1b

pU )

sunt egale cu valoarea nominală a tensiunii de alimentare (RMS);

tensiunea echivalentă totală de fază în regim distorsionat și dezechilibrat udpU reprezintă

reziduul deformant.


49

Indicatorul total de regim dezechilibrat al tensiunii de fază echivalente UTPU și indicatorul total

de regim deformant al tensiunii de fază echivalente UTPD indică faptul că în PCC al CFV nu există un

regim deformant și dezechilibrat.

Pentru sistemul de curenți în PCC, atât pentru CFV Podu-Olt, cât și pentru CFV Codlea se

observă:

curentul de fază echivalent ( b

pI ) și curentul de fază echivalent al fundamentalei ( 1b

pI ) sunt egale cu

valoarea nominală a curentului;

curentul echivalent total de fază în regim distorsionat și dezechilibrat ud

pI , reprezintă reziduul

deformant;

indicatorul total de regim dezechilibrat al curentului de fază echivalent TPUI și indicatorul total de

regim deformant al curentului de fază echivalent TPDI ne indică faptul că în PCC al CFV predomină

regimul dezechilibrat;

factorul de nesimetrie negativ de curent, 1u

pIk , este egal cu indicatorul total de regim dezechilibrat al

curentului de fază echivalent, TPUI, indică faptul că predomină regimul dezechilibrat.

Capitolul 5. Studiul regimului permanent în rețele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice

În prezent reţelele de distribuţie alimentează un număr crescând de utilizatori dezechilibraţi şi neliniari care determină un regim de funcţionare nesinusoidal şi nesimetric al acestor reţele, care are ca efect căderi suplimentare de tensiune și apariţia curentului pe conductorul neutru. Acest fapt are ca primă consecinţă negativă creşterea pierderilor de putere în liniile electrice de transport şi distribuţie, respectiv în transformatoare.

Calculul regimului permanent în reţelele electrice de distribuţie de joasă tensiune include ca etapă de bază determinarea căderilor de tensiune în liniile electrice.

În etapa de proiectare a reţelelor electrice, căderile de tensiune şi pierderile de putere se

calculează luându-se în considerare regimul simetric sinusoidal. În etapa de exploatare reală, acest

lucru poate să ducă la supraîncărcarea liniilor electrice şi a conductorului neutru sau chiar la

degradarea întregii reţele de distribuţie.

Mediul de programare NEPLAN este util pentru analiza, planificarea, optimizarea şi simularea funcţionării reţelelor electrice cu surse distribuite, modelele necesare și metodele de simulare fiind integrate cu o precizie și performanţă suficientă. În afară de calculele de regim permanent, calitatea energiei electrice, metode de optimizare și de proiectare a protecţiilor, NEPLAN permite modelarea centralelor fotovoltaice, utilizând comenzi pentru simulări numerice în detaliu ale regimurilor dinamice, integrând modelele din Matlab / Simulink.

Pornind de la constatarea că amplasarea centralelor fotovoltaice în sistemul electroenergetic poate determina modificări ale regimului de funcţionare a sistemului, autorul a propus un studiu pentru a pune în evidenţă impactul introducerii CFV asupra regimului permanent al rețelelor electrice de distribuție de joasă tensiune, benefic pentru etapa de proiectare a CFV.

Pentru analiza influenței centralei fotovoltaice asupra pierderilor de putere și a nivelului de tensiune în nodurile rețelelor electrice de joasă tensiune, autorul a considerat o reţea test de tip radial ramificată, cu tensiunea nominală de 0,4 kV, cu sarcina totală de P=320 kW, respectiv Q=58 kVAr, la care sunt cuplate una şi apoi două centrale fotovoltaice. Simulările sunt realizate pentru două scenarii: scenariul 1 ( o singura CFV cuplată la reţeaua test); scenariul 2 (două CFV cuplate la reţeaua test). Modelarea reţelei test şi simulările efectuate pentru cele două scenarii arată:

- Modificarea sensului circulației de puteri - Ambele scenarii evidențiază influența pe care o

reprezintă prezenţa CFV asupra circulației de puteri la nivelul rețelelor electrice de distribuție. O

inversare a sensului circulației de curenți și de puteri necesită o nouă abordare în ceea ce

privește protecțiile, având în vedere că în rețelele electrice de distribuție clasice, sensul este

unidirecțional de la surse către utilizatori.

- Modificarea căderilor de tensiunie și a pierderilor de putere în rețeaua test de joasă tensiune în

regim normal de funcționare (regim sinusoidal și echilibrat) - Nivelul tensiunii în nodurile rețelei

test se poate menţine la valori sub 0,44 kV, prin reglaj cu comutatorul de ploturi al

transformatorului din reţea.


50

Analiza asupra simulărilor făcute conduce la următoarele concluzii:

- Prin introducerea CFV se obţine creşterea tensiunii în nodurile reţelei şi scăderea pierderilor de

putere;

- În nodurile în care s-a conectat o centrală fotovoltaică, iar puterea generată este egală cu cea

consumată în aval de PCC, se produce schimbarea sensului de circulaţie a curenţilor;

- Conectarea CFV în reţelele electrice de joasă tensiune produce modificarea tensiunilor în funcţie de

numărul, locul şi puterea acestora. Este mai eficient să se funcţioneze cu două sau mai multe

surse, având împreună puterea generată egală cu cea consumată, pentru a menţine un nivel al

tensiunii egal cu cel impus prin normative;

Funcţionarea reţelelor electrice de distribuţie cu tensiunea la bornele secundarului

transformatorului egală cu valoarea maximă, 0,44 kV are ca rezultat scăderea pierderilor de putere şi

menţinerea tensiunii în toate nodurile în limitele stabilite prin normative. Este mai eficient să se

funcţioneze cu tensiunea la bornele secundarului transformatorului egală cu valoarea maximă şi să se

conecteze una sau mai multe centrale fotovoltaaice, pentru a obţine pierderi de putere minime şi

tensiunea în nodurile reţelei electrice de distribuţie în limitele stabilite prin normative;

Se impune ca integrarea centralelor fotovoltaice într-o reţea electrică să se realizeze în nodurile

în care nivelul tensiunii este cel mai mic pentru a evita apariţia de supratensiuni.

6.2. Contribuții personale şi perspective

Considerăm ca având un caracter de noutate, rezultat al efortului creativ al autorului, următoarele:

1. Sistematizarea cunoștințelor legate de calitatea și eficiența energetică în rețelele electrice cu

generare distribuită utilizând centrale fotovoltaice;

2. Dezvoltarea unui model integrat de sistem electric care include centrala fotovoltaică şi

interfaţa la reteaua electrică, care permite stabilirea de soluții pentru creșterea calității și eficienței

energetice în reţele electrice cu generare distribuită;

3. Dezvoltarea unei metodologii de proiectare optimală a centralei fotovoltaice conectate la

rețea, cu o metodă iterativă care a fost implementată în proiectarea și realizarea unei centrale

fotovoltaice de medie putere;

4. Adaptarea și implementarea programului software PS-DEF-DEZ-var1 pentru monitorizarea

indicatorilor de calitate a energiei electrice în nodurile rețelelor electrice de distribuție cu centrale

fotovoltaice, cu implementarea unui sistem de avertizare asupra depășirii nivelului de nesimetrie

stabilit prin normative;

5. Stabilirea unei proceduri de monitorizare a indicatorilor în regim deformant și dezechilibrat în

rețelele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice, prin considerarea indicatorilor globali de

caracterizare a regimului deformant şi dezechilibrat.

6. Punerea în evidență a influenței amplasării centralelor fotovoltaice asupra circulației de puteri

și a nivelului tensiunilor în nodurile rețelei de distribuție prin modelare şi simulare în NEPLAN pe o

reţea test de distribuţie tip radial ramificată în care sunt conecate centrale fotovoltaice;

7. Stabilirea de soluții de minimizare a pierderilor de putere în nodurile rețelelor electrice de

distribuție cu centrale fotovoltaice, prin amplasarea în centrul de greutate a retelei electrice de

distribuţie a centralei fotovoltaice.

Direcții viitoare de cercetare

Pentru aprofundarea problemelor ridicate de calitatea și eficiența energetică în rețelele electrice

de distribuție cu centrale fotovoltaice este necesară continuarea studiilor teoretice și experimentale,

care să vizeze:

1. Optimizarea procedurilor de monitorizare a indicatorilor de calitate a energiei electrice pentru

regimul deformant și dezechilibrat în reţelele electrice cu centrale fotovoltaice.

2. Continuarea studiilor pentru elaborarea unui indicator sintetic, practic, pentru definirea

nesimetriei rețelelor electrice de distribuție cu generare distribuită.


51

Bibliografie Selectivă

[1] Willis H.L., Scott W.G., Distributed Power Generation, New York, Marcel Dekker, 2000.

[2] Oprisan M., Pneumaticos S., Potential for electricity generation from emerging renewable sources

in Canada, in Proc. IEEE EIC Climate Change Technology Conf.May 2006, pp.1-9.

[3] Vatra F., Poida A., Integrarea si functionarea centralelor eoliene si a instalatiilor fotovoltaice in

sistemul electroenergetic, Editura SIER, 2012;

[4] Scarlatache F., Grigoras G., Neagu B., Impactul generarii distribuite asupra reglajului de tensiune

in retelele electrice dedistributie, Revista Energetica, Vol. 62, ISSN: 1453-2360, nr. 3, 2014, pp.

105-110;

[7] *** www.iea-pvps.org/report.

[18] Niitsoo J., Taklaja P., Palu I., Klüss J., Power Quality Issues Concerning Photovoltaic Generation

and Electrical Vehicle Loads in Distribution Grids, Smart Grid and Renewable Energy, 2015, 6,

pp. 164-177.

[19] Ali S., Pearsall N., Putrus G., Impact of High Penetration Level of Grid-Connected Photovoltaic

Systems on the UK Low Voltage Distribution Network, International Conference on Renewable

Energies and Power Quality(ICREPQ’12)Santiago de Compostela (Spain), 28th to 30th March,

2012.

[20] González P., Romero-Cadaval E., González E., Guerrero M. A., Impact of Grid Connected

Photovoltaic System in the Power Quality of a Distribution Network, Technological

Innovation for Sustainability, 2011, Vol. 349, pp. 466-473.

[21] Golovanov N., Eficienţa şi calitatea energiei electrice, Editura AGIR, Bucureşti, 2007.

[23] Chicco G., Postolache P., Toader C., Analysis of three-phase systems with neutral under distorted

and unbalanced conditions in the symmetrical component-based framework, IEEE Transactions

on Power Delivery, vol. 22, no. 1, January 2007, pp. 674 – 683.

[25] Lepadat I., Contribuţii privind creşterea calităţii şi eficienţei energetice în sistemul de alimentare la

consumator, Teza de doctorat,Brașov, 2014.

[33] Liu S., Dougal R. A., Dynamic multiphysics model for solar array, IEEE Trans. Energy Conv., vol.

17, nr. 2, Jun.2002, pp. 285–294.

[34] Hussein K. H., Muta I., Hshino T., Osakada M., Maximum photovoltaic power tracking: an

algorithm for rapidly changing atmospheric conditions, Proc. Inst. Elect. Eng., vol. 142, nr. 1,

Jan.1995, pp. 59–64.

[35] Batarseh I., Kasparis T., Rustom K., Qiu W., Pongratananukul N., Wu W., DSP-based multiple

peak power tracking for expandable power system, în Proc. 18th Annu. IEEE Applied Power

Electronics Conf. Expo, vol. 1, Feb. 2003, pp. 525–530.

[36] Trishan E., Patrick L., Comparison of Photovoltaic Array Maximum Power Point Tracking

Techniques, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 22, no. 2, June 2007, pp. 439-449.

[37] Wenkai W., Pongratananukul N., Weihong. Q., Rustom K., Kasparis T, Batarseh I., DSP-based

Multiple Peak Power Tracking for Expandable Power System, Proc. IEEE APEC, vol. 1, 2003, pp.

525–530.

[38] Pandiarajan N., Ranganath M., Mathematical Modeling of Photovoltaic Module with Simulink,

International Conference on Electrical Energy Systems (ICEES 2011), 3-5 Jan. 2011, pp. 314-

319.

[39] Abdulkadir M., Samosir A. S.,. Yatim A. H. M, Modeling and simulation based approach of

photovoltaic system in simulink model, ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences, May

2012, Vol. 7, no. 5.

http://link.springer.com/book/10.1007/978-3-642-19170-1

http://link.springer.com/book/10.1007/978-3-642-19170-1


52

[40] Patel J., Sharma G., Modeling and simulation of solar photovoltaic module using Matlab /

Simulink, IJRET: International Journal of Research in Engineering and Technology, 2013, pp.

225-228.

[41] Duffie J.A., Beckman W.A., Solar Engineering of Thermal Processes, 2nd ed. New York: Wiley

1991.

[42] Neville R.C., Solar Energy Conversion: The Solar Cell, 2nd ed. New York: Elsevier, 1995.

[43] Chan D.S.H, Phang J.C.H., Analytical methods for the extraction of solar-cell single and diode

model parameters from I-V characteristics, IEEE Trans.Electron Devices, vol.ED-34,no.2, feb.

1987, pp. 286-293.

[44] Nishioka K., Sakitani N., Uraoka Y., Fuyuki T., Analysis of multicrystalline silicon solar cells by

modified 3-diode equivalent circuit model taking leakage current through periphery into

consideration, Solar Energy Mater Solar Cells, vol. 91, no.13, 2007, pp. 1222-1227.

[63] Alenezi F.Q., Sykulski J.K., Rotaru M., Grid-connected photovoltaic module and array sizing

based on an iterative approach, International Journal of Smart Grid and Clean Energy, vol.3,

no.2, April 2014, pp. 247-254.

[64] Sulaiman S.I., Rahman, T.K.A., Musirin I., Design of grid-connected photovoltaic system using

evolutionary programming, IEEE International Conference on Power and Energy, (PECon 2010),

September Nov 29- Dec.1, 2010, Kuala Lumpur (Malaysia), pp. 947-952.

[65] Kornelakis A., Koutroulis E., Methodology for the design optimisation and the economic analysis

of grid-connected photovoltaic systems, Renewable Power Generation, February 2009, pp. 476-

492.

[66] Sulaiman S.I., Rahman, T.K.A., Musirin I., Sizing grid-connected photovoltaic system using

genetic algorithm, IEEE Symposium on Industrial Electronics and Applications (ISIEA 2011),

September 25-28, 2011, Langkawi (Malaysia), pp. 505-509.

[67] Khare A., Rangnekar S., Optimal sizing of a grid integrated solar photovoltaic system, Renewable

Power Generation, Vol. 8, Iss. 1, 2014, pp. 67-75.

[68] Rahman T.K.A. Sulaiman S.I., Musirin I., Design of grid-connected photovoltaic system using

evolutionary programming, IEEE International Conference on Power and Energy (PECon 2010),

Nov 29 – Dec 1, Kuala Lumpur (Malaysia), pp. 947-952.

[69] Earthscan, Planning and installing photovoltaic systems, International Institute for Environment

and Development, British Library, 2008.

[70] Shing J., Study and design of grid-connected solar photovoltaic system at Patiala, Punjab, Thapar

University, Patiala, 2010.

[77] Baggini, A., Handbook of power quality, Ed. John Wiley & Sons Ltd., 2008, pp. 163–185.

[78]. Andrei M., Chicco G., Napoli R., Porumb R., Postolache P., Toader C., Technical and economical

challenges regarding the regulation of electrical energy quality, Energetica, nr. 2, 2004.

[79] Pillay P., Manyage M., Definitions of voltage unbalance, IEEE Power Engineering Review, Vol. 5,

May 2001, pp. 50-51.

[80] Garcia D.C., Filho A.L.F., Oliveira A.G.M., Fernandes O.A., Francisco A., Voltage unbalance

numerical evaluation and minimization, “Electric Power Systems Research, 79, pp. 1441-1445,

2009.

[81] Olczykowski Z., Wasowski A., Methods of voltage unbalance estimation in electric power

networks, Electrical power quality and utilisatio, journal vol. XII, no. 2, 2006, pp. 71 - 76.

[82] Lepadat I., Mihai C., Helerea E., Abagiu S., Monitoring the unbalance in power micro-grid,

International Conference of Scientific Paper, AFASES 2011, Brasov, 26-28 Mai 2011, ISSN 2247-

3173, 2011.

[83] Liew A.C., Excessive neutral currents in three-phase fluorescent lighting circuits, IEEE Trans. Ind.

Appl., vol. 25, no. 4, pp. 776–782, Jul./Aug. 1989.


53

[84] Carbone R., Menniti D., Momson R.E., Delaney E., Harmonic and Interharmonic Distortion in

Current Source Type Inverter Drives, IEEE Transactions on Power Delivery. Vol. 10, No. 3, July

1995, pp. 1576-1583.

[85] S.F. de Paula Silva, J.C. de Oliveira, The sharing of responsibility between the supplier and the

consumer for harmonic voltage distortion: A case study, Electric Power Systems Research 78,

2008, pp. 1959–1964.

[86] Zheng T., Makram E.B., Girgis A., Evaluating power system unbalance in the presence of

harmonic distortion, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 18, no. 2, April 2003, pp. 393 –

397.

[87] Dell’ Aquila A., Marinelli M., Giuseppe V., Yanchetta P., New Power-Quality assessment criteria

for supply systems under unbalanced and nonsinusoidal conditions, IEEE Transactions On

Power Delivery, vol. 19, no. 3, July 2004, pp. 1284 – 1290.

[88] Albu M., Heydt G. T., On the Use of RMS Values in Power Quality Assessment, IEEE

Transactions on Power Delivery, 18(4), 2003, pp. 1586-1587.

[89]. Apetrei D., Utilizarea filtrelor diferențiale cu decalaj în timp pentru identificarea perturbațiilor,

Revista Energetica, Vol. 58, ISSN: 1453-2360, nr. 11-12, 2010, pp. 509-511.

[90] Batrinu F., Chicco G., Ciortea A. O., Porumb R., Postolache P., Spertino F., Toader C.,

Experimental evaluation of unbalance and distortion indicators in three-phase systems with

neutral, Power Tech, 2007 IEEE Lausanne, 1-5 July 2007, pp. 1486-1491.

[91] Lepadat I., Helerea E., Abagiu S., Ciobanu A., Modeling and Simulation of the Three Phase

Systems in Distorted and Unbalance Conditions, Proceedings of ICATE 2012, ISBN 978-1-4673-

1809-9, Universitaria Publishing House Craiova, pp.115-118.

[92] Abagiu S., Lepadat I., Helerea E., Mihai C., Assessement of voltage quality indicators in

unbalanced and harmonic distorted regime, Pollack Periodica, 2015 (in curs de publicare).

[93] Blagu I., Stanescu D., Impactul generării distribuite asupra reţelelor de distribuţie existente,

Conferinta Reţele Inteligente Smart Grid, Bran, 2-3 noiembrie 2010.

[96] Katz H. Randy, Tech Titans Building Boom, IEEE Spectrum Febr. 2009.

[97] Inês M. Lima de Azevedo, Energy efficiency and conservation: Is solid state lighting a bright

idea?,Proc. of the ECEEE 2007 Conference.

[98] Albu M., Chirilă A.I., Deaconu I.D., On the Model of a Compact Fluorescent Lamp as Load of a

Mixed LV Network, Proc. of the Eurosim Congress, Ljubliana, Sept. 2007.

[99] Lepadat I., Mihai C., Helerea E., Monitorizarea nesimetriei în microreţele electrice, The 12th

international Conferince AFASES 2010.

[100] Peter D.C. Instalaţii de distribuţie a energiei electrice, Editura MEDIAMIRA, Cluj-Napoca, 2000.

[101] Ignat J., Popovici G. C., Reţele electrice de joasă tensiune, Editura Matrix Rom, Bucureşti, 2003.

[102] Răduleţ R., Bazele teoretice ale electrotehnicei, vol. II, Editura Didactică și Petagocică,

Bucureşti, 1964.

[103] Lepadat I., Helerea E, Abagiu S., Effect of the neutral interruption on the unbalanced three-

phase consumers, Proceeding of the 14th International Conference on Optimization of Electrical

and Electronic Equipment-Optim 2014, pp. 192-197, 2014.

[104] Abagiu S., Lepadat I., Helerea E, Influence of dispersion earth rezistance variation on the

consumers operation, Conference for Sustainable Energy CSE 2014, Transilvania University of

Brasov, pp. 431-441, 2014.


54

Optimizări la sistemele electrice cu centrale fotovoltaice


Conducător Științific Doctorand

Prof. Univ. Dr.Ing. Elena Helerea Ing. Dipl. Sorin Florică Abagiu

Prezenta teză de doctorat are ca obiectiv central stabilirea de soluții pentru creșterea calității și

eficienței energetice în rețelele electrice de distribuție cu centrale fotovoltaice.

Este dezvoltat un model care descrie procesul de conversie fotoelectrică și care permite analiza

în Matlab/Simulink, cu modelul echivalent al generatorului fotovoltaic, a influenţei factorilor de mediu

asupra performanţelor generatorului fotovoltaic, ca bază a proiectării structurii generatorului din

centrala fotovoltaică.

Este dezvoltată o metodologie de proiectare optimală a centralei fotovoltaice conectate la rețea,

cu o metodă iterativă care este implementată în proiectarea și realizarea unei centrale fotovoltaice de

medie putere.

Monitorizarea calității energiei electrice în punctul comun de cuplare la rețea a centralei

fotovoltaice este realizată cu o aplicație dezvoltată în mediul Java cu care se determină setul de

indicatori ai regimului nesimetric și deformant.

Este pus în evidență impactul amplasării centralelor fotovoltaice asupra circulației de putere și

nivelului tensiunilor în nodurile rețelei de distribuție şi sunt propuse soluții de limitare a variației

tensiunii în noduri și de minimizare a pierderilor de putere în liniile electrice.

Optimization of power systems with photovoltaic power plants

PhD Thesis Abstract

Scientific Coordinator, PhD Student,

Prof. Univ. Dr. Ing. Elena Helerea Ing. Dipl. Sorin Florică Abagiu

The thesis has as main aim the establishment of solutions for increasing the power quality and

eficiency in the power distribution networks with photovoltaic power plants.

A model is developed that describes the process of photoelectric conversion and which allows

an analysis in Matlab/Simulink, with photovoltaic generator equivalent model, to put in evidence the

influence of the environmental factos on the fotovoltaic generator performance, as basis for the

structure design of the photovoltaic generator.

A methodology is developed for the optimal design of grid-connected photovoltaic power plant

with an iterative method which is implemented in the design and implementation of a medium power

photovoltaic power plant.

The power quality monitoring at the point of common coupling of photovoltaic power plant to the

grid is achieved, and with a software application in Java the set of indicators of distorted and

unbalanced regime are obtained.

Impact of photovoltaic power plant location on power flow and voltage levels in the distribution

network nodes is highlighted, and new solutions are proposed to limite voltage variation in nodes and

to minimize power losses in electric lines.


55

CURRICULUM VITAE

NUME: ABAGIU

PRENUME: SORIN FLORICĂ

ADRESA:

TELEFON:

DATA NAȘTERII: 12 FEBRUARIE 1953

STARE CIVILĂ: Căsătorit.

STUDII: 1968-1972 Liceul teoretic “Dr. Ioan Meșotă”

1972-1977 Facultatea de Electrotehnică, Universitatea

Transilvania din Brașov

2003-2005 Université de Technologie Belfort – masterat

EXPERIENȚA: 2014 – prezent, șef serv. FDEE Electrica

Distributie Transilvania Sud SA

2006 – 2014, director Electrica Serv SA-

Sucursala Transilvania Sud

2000 – 2006, șef serv. FDFEE Electrica

Transilvania Sud SA,

1994 – 2000, director Braplast SRL

1983 – 1994, cercetător știintific, pr., gr.II, IPA

Bucuresti-Suc.Brasov

1977 – 1983, inginer secția energetică

Întreprinderea nr. 2 Brașov

ALTE ABILITĂȚI: LIMBI STRĂINE: franceză-f.bine, engleză-bine,

germană-satisfăcător.

Cunoștințe bune în MS Office, AutoCAD, C++, Matlab-

Simulink, EDSA, Neplan, Java.

CARNET DE CONDUCERE: Catagoria B.

TRĂSĂTURI PERSONALE: Capacitate de studiu, gândire tehnică, capacitate de

analiză și sinteză, capacitate de efort intelectual,

capacitate de organizare și coordonare, spirit de echipă,

abilitate de exprimare, viziune de ansamblu


56

CURRICULUM VITAE

LAST NAME: ABAGIU

FIRST NAME: SORIN FLORICĂ

ADDRESS: 7, Victoriei Avenue

PHONE:

BIRTH DATE: 12 February 1953

CIVIL STATUS: Married.

EDUCATION: 1968-1972 Theoretical High School “Dr. Ioan Meșotă”

1972-1977 Bachelor degree, Faculty of Electrical

Engineering, Transilvania University of Brașov

2003-2005 Master degree, Université de Technologie

Belfort

WORK EXPERIENCE: 2014 – present, Dept. Chief, FDEE Electrica

Distributie Transilvania Sud SA

2006 – 2014, Manager Electrica Serv SA-

Transilvania Sud Subsidiary

2000 – 2006, Dept.Chief, FDFEE Electrica

Transilvania Sud SA,

1994 – 2000, Manager, Braplast SRL

1983 – 1994, cercetator st.pr.gr.II, IPA Bucuresti-

Brașov Subsidiary

1977 – 1983, Engineer, Energy Dept., Entreprise

no. 2 Brașov

COMPETENCES: Foreign languages: french-very good, english-good,

germană- satisfactorily.

Computer skills MS Office, AutoCAD, C++, Matlab-

Simulink, EDSA, Neplan, Java.

DRIVING LICENCE: B.

SOCIAL SKILLS: Study capacity, technical thinking, analysis and synthesis

capacity, capacity of intellectual effort, organiyation and

coordination ability, team spirit, ability of expression,

overview

optimizĂri la sistemele electrice - old.unitbv.roold.unitbv.ro/portals/31/sustineri de...

Documents