raport stiintific si tehnic etapa 3 - executie model ... · dimensionarea bateriei de acumulatoare...

Structura energetica hibrida hidro-eoliana. Modelare şi tunning pe staţie pilot

HIDROEOL

RST

_____________________________________________________________________1/139 Etapa 3. Realizare partiala I model functional subsistem eolian

RAPORT STIINTIFIC SI TEHNIC

Etapa 3 - Executie model functional pentru sistemul energetic hibrid – partea I Activitati : 1. Elaborare partiala a modelului functional SCADA (dulap automatizare, modul calculator SCADA) - IPA 2. Realizare model functional sub-sistem hidro - UTCN 3. Realizare partiala I model functional subsistem eolian si organizare de workshop - UTBv


HIDROEOL

RST


COLECTIV DE ELABORARE

SC IPA SA Sucursala Cluj – coordonator proiect Ioan Stoian - Director IPA Cluj Napoca Alina Calarasu – Director proiect Octavian Capatina Teodora Sanislav Dorina Capatina Laurentiu Chirila Universitatea Tehnica Cluj Napoca – Partener 1 Ioan Vadan – reposponsabil stiintific Botezan Aurel Ghiroltean Octavian Universitatea Transilvania Brasov - Partener 2 Corneliu Marinescu – responsabil stiintific Ion Catalin Serban Ioan Iacob Paul Marinescu Daniela Clotea Luminita Georgescu Marius Valcan Dumitru Mihai Barote Luminita


HIDROEOL

RST


CUPRINS 1. RESURSELE DE VANT ALE AMPLASAMENTULUI

1.1. Calcularea vitezei medii a vantului la 10m inaltime deasupra solului 2. MODELUL FUNCTIONAL DE 1 KW

2.1. Prezentarea elementelor pilotului HIDROEOL de 1kw 2.1.1. Turbina eoliana 2.1.2. Dimensionarea bateriei de acumulatoare 2.1.3. Bateria de acumulatoare 2.1.4. Invertorul Victron 48V/3000/35 2.1.5. Pompele 2.1.6. Hidroagregatul 2.1.7. Estimarea energiei eoliene si a energiei generate de turbina

3. ELABORAREA PROIECTULUI SCADA 3.1. Arhitectura sistemului SCADA

3.1.1. Comunicatia in cadrul sistemului SCADA 3.2. Regimurile de functionare 3.3. Functiile sistemului SCADA 3.4. Punctele critice ale proiectului SCADA 3.5. Alimentarea subsistemului

4. SUBSISTEMUL IERARHIC LOCAL 4.1. Dulapul de automatizare

4.1.1. Automatul programabil 4.1.2. Modulul U5 – Sursa auxiliara de +/- 15V 4.1.3. Modulul de formatare a impulsurilor, U4 4.1.4. Traductorii şi senzorii 4.1.5. Actuatorii 4.1.6. Conexiunile dintre componente 4.1.7. Inventarul componentelor

4.2. Calculatorul SCADA 5. PROIECTUL DULAPULUI DE AUTOMATIZARE 5.1. Dsscriere 5.2. Desene tehnice

5.3. Dulapul de automatizare. Realizare fizica 6. CALCULATORUL SCADA - NIVEL DISPECER

6.1. Calculatorul principal SCADA 6.1.1. Functiile de la nivelul calculatorului SCADA

7. STRUCTURA APLICATIILOR SOFTWARE 7.1. Aplicatia soft de la nivel local 8. REALIZARE MODEL FUNCTIONAL SUB-SISTEM HIDRO 8.1. Descrierea stiintifica si tehnica 9. REALIZARE PARTIALA MODEL FUNCTIONAL SUBSISTEM EOLIAN

10. MODELAREA SISTEMULUI 9.1. Modelul de vânt


HIDROEOL

RST


9.1.1. Analiza matematică 9.1.2. Modelul de vânt echivalent

9.2. Modelul aerodinamic al turbinei eoliene 9.2.1. Energia maximă extrasă de la curenţii de aer 9.2.2. Analiza matematică a modelului aerodinamic

9.3. Modelul sistemului de actionare 9.3.1. Analiza matematică

9.4. Modelarea matematică a generatorului sincron 9.4.1. Ecuaţiile generale şi diagrama de fazori ale GS 9.4.2. Generatorul sincron cu poli aparenţi 9.4.3. Puterea şi cuplul generatorului sincron cu poli aparenţi 9.4.4. Modelul bifazat al generatorului sincron 9.4.5. Modelul maşinii sincrone utilizat pentru simulare

9.5. Modelarea matematica a generatorului asincron 2.5.1. Ecuaţiile, diagrama de fazori şi schema echivalentă 2.5.2. Funcţionarea generatorului asincron conectat la reţea 2.5.3. Modelul bifazat al generatorului asincron 2.5.4. Modelul maşinii asincrone utilizat pentru simulare 2.5.5. Puterea generată de GA 2.5.6. Caracteristica cuplu – turaţie a generatorului asincron 2.5.7. Procesul de autoexcitaţie

9.6. Comparaţie între generatorul asincron şi cel sincron 9.7. Analiza d-q a generatorului sincron cu magneti permanenti (GSMP)

9.7.1. Modelul simplificat al GSMP – modelul din Matlab/Simulink 9.8. Circuit intermediar de c.c 9.9. Punte redresoare trifazata 9.10. Convertorul ridicător de tensiune 9.11. Modelarea convertorului de frecventa

9.11.1. Controlul invertorului de tensiune 9.12. Metoda de control MPPT

10. MODELAREA FUNCTIONALĂ A SUBSISTEMULUI EOLIAN – POMPĂ 11.1. Realizarea si simularea lanţului de conversie electro-energetic, având o turbină eoliană Joliet de 1 kW

10.1.1. Turbina eoliană 10.1.2. Cutia de viteză 10.1.3. Generatorul sincron 10.1.4. Convertorul de frecventă 10.1.5. Motorul asincron 10.1.6. Pompa centrifugă 10.1.7. Concluzii


HIDROEOL

RST


1. RESURSELE DE VANT ALE AMPLASAMENTULUI Pana in luna ianuarie ne-am pregatit cu proiectul si culegerea de date prin mijloace proprii pentru locatia din CHE Floresti II de langa Cluj Napoca. Din luna februarie a trebuit sa adaptam proiectul si sa alegem varianta pilotului de 1 Kw pentru locatia de la UTCN, str. Observatorului nr 1.

Noua locatie unde am amplasat modelul pilot este la 46º 45’ 25,33” N si 23º 35’ 46,04” E la altitudinea de 428m, adica pe casa liftului a imobilului cu P+5 etaje din str. Observator nr 1 apartinand UTCN. Aceasta pozitie e marcata cu conturul rosu. In partea de nord este un cimitir si in partea de sud-est sunt case cu un etaj, gradini si camp. In partea de vest e cartierul Zorilor cu blocuri majoritar P+4, dar in partea de sud-vest exista o bariera de blocuri P+8. In estimarile ce le vom face, consideram acoperisul etajului 5 ca nivelul solului si stalpul montat ca in figura X din sectiunea II (activitatea 3.2) ne permite sa consideram, atunci butucul la 10m deasupra solului. Asa luand lucrurile e perfect acoperitor sa consideram asperitatile ca fiind sub 0,1m. Mai bine sa subestimam valoarea vantului decat sa o supraestimam, in aceasta faza de inceput.


HIDROEOL

RST


Orice proiect de energie bazat pe vant trebuie sa plece de la aceasta resursa. Aceasta resursa care sa stea la baza unui proiect trebuie sa fie urmarita cel putin un an. In lipsa unor date de asemenea extindere am recurs la o baza de date din Elvetia (Sander & Partners) care privea intreg anul anul 2007 cu o rata de 10 minute.. Forma in care am primit aceasta baza de date formata din 52560 de inregistrari (viteza vant si directie) este prezentata mai jos intr-o secventa tabulara. Aceasta baza de date este valabila la 50m deasupra solului Ne permitem sa consideram locatiile similare ca potential eolian, deoarece aceste date satelitare se dau intr-o grila de 5km, ori distanta intre noua locatie (sediul UTCN din strada Observator nr 1) si perimetru unde avem datele (centru CHE Floresti II) este in linie dreapta aproximativ 5km. Pe de alta parte turbina va fi montata pe un stalp de 7m deasupra casei liftului, casa liftului fiind punctul cel mai inalt din zona. Imobilul UTCN este P+5. Din motive legate de siguranta, nu s-a putut opta pentru o inaltime mai mare a acestui stalp. Ne asteptam ca sa avem o variatie in interiorul plajei de +- 20%.

Pe baza datelor primite de la Sander&Partner s-a identificat viteza medie anuala care este 4,8m/s la 50m deasupra solului, mediile lunare (v.fig 1.2 ) si distributia vantului (v. Fig 1.3 )

In ceea ce priveste directia vanturilor nu sunt modificari, vantul fiind o resursa globala, local sunt influente legate de relief si asperitati!

Fig.1.1. Roza vanturilor la Floresti la 50m deasupra nivelului solului

data ora v(m/s) directie 01/01/07 4:20:00 9,02 257,33 01/01/07 4:30:00 8,92 256,56 01/01/07 4:40:00 8,82 255,86 01/01/07 4:50:00 8,73 255,19 01/01/07 5:00:00 8,65 254,58 01/01/07 5:10:00 8,56 253,96 01/01/07 5:20:00 8,48 253,36 01/01/07 5:30:00 8,39 252,72 01/01/07 5:40:00 8,3 252,06 01/01/07 5:50:00 8,2 251,32 01/01/07 6:00:00 8,09 250,49 01/01/07 6:10:00 7,96 249,55 01/01/07 6:20:00 7,85 248,53 01/01/07 6:30:00 7,74 247,47 01/01/07 6:40:00 7,64 246,38 01/01/07 6:50:00 7,53 245,3 01/01/07 7:00:00 7,41 244,28 01/01/07 7:10:00 7,28 243,33

12/31/07 22:30:00 1,06 201,18 12/31/07 22:40:00 1,08 199,25 12/31/07 22:50:00 1,09 197,26 12/31/07 23:00:00 1,1 195,17 12/31/07 23:10:00 1,12 193,01 12/31/07 23:20:00 1,13 190,79 12/31/07 23:30:00 1,15 188,72 12/31/07 23:40:00 1,16 186,66 12/31/07 23:50:00 1,18 184,78

Viteza med anuala 4,8m/s


HIDROEOL

RST


Viteza medie lunara in 2007 la Floresti

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct noi dec

m/s

Fig. 1.1 Viteza medie lunara aferenta anului 2007 la 50m deasupra solului la 5Km de actualul amplasament

Distributia vitezei la Floresti in 2007

4.56

11.6

5

14.6

3

14.2

9

13.2

0

11.1

6

10.1

5

6.94

4.82

3.29

2.31

1.14

0.90

0.34

0.20

0.20

0.05

0.07

0.01

0.02

0.03

0.02

0

5

10

15

20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Proc

ent

Figura 1.2. Distributia valorilor vitezei vantului pentru locatia Floresti


HIDROEOL

RST


Distributia vantului trebuie sa fie aceiasi si la Floresti si in strada Observator din Cluj tinand cont ca intre ele nu se afla nici un obstacol major si sunt in linie dreapta la 6km. Valorile vitezei medii a vantului ne asteptam sa fie mai mici in Cluj. In cadrul Hidroeol s-a pus in functiune o statie de prelevare a datelor despre vant care a inceput sa functioneze cu unele intermtente din 20 aug 2008; dar in decembrie statia a fost dusa la Floresti (CHE Floresti II) unde speram ca in colaborare cu Hidroelectrica sa edificam pilotul. Cum in ianuarie, datorita crizei, s-a intrerupt achizitionarea de date – prin sursele proprii nu dispunem de o baza de date care sa serveasca un asemenea proiect. Anemometru NRG #40 va fi montat pe turbina eoliana si impulsurile sale vor fi preluate printr-un formator de impulsuri de catre automatul programabil. Intrucat datele Sander&Partner se refera la o inaltime de 50m deasupra pamantului, si cladirea din str. Observator desi e echivalentul unui bloc cu 5 etaje se afla intr-o zona de blocuri, vom considera butucul turbinei la 10m deasupra nivelului solului. Din aceste motive vom face un calcul pe baza de date pentru a inaltime de 10m deasupra nivelului solului. 1.1. Calcularea vitezei medii a vantului la 10m inaltime Prin urmare vom face o corectie, pe toata baza de date, ca sa fim in cazul considerat 10 m deasupra plafonului blocurilor din jurul imobilului. Avand in vedere ca suntem intr-o zona cu blocuri vom considera nivelul solulului acoperisul cladirii politehnicii (5 etaje). Aplicand legea V(z) = Vmas* ln (z/z0) / ln (zmas/z0) (1)

unde:

V(z) – este viteza la inaltimea z, Vmas - este viteza la inaltimea z0 – este lungimea asperitatilor la inaltimea la nivelul solului, zmas – inaltimea la care s-au livrat datele


HIDROEOL

RST


Fig 3. Calculul coeficientului de corectie a vitezei vantului cu inaltimea sau legea echivalenta V(z) = Vmas * (z/zmas)α (2)

unde: α este este un coeficient de frictiune dependent de z0

Daca vrem sa dam viteza corectata la 10m deasupra acoperisului (solului/acoperisului) trebuie sa introducem un coeficient de corectie egal functie de „asperitatile” suprafetei. asa cum rezulta din variatia lui V(z) din graficul de mai sus.

V(10, 0,1) = 0,741 * Vmas pentru asperitati de 0,1m (3)

Rezulta o viteza medie anuala estimata la sediul UTCN din strada Observatorului care este in jur de 3,55m/s, care este intradevar joasa pentru producere de energie; dar ansamblu poate fi, totusi, folosit pentru ceea ce ne am propus, pentru studiu. De exemplu in ianuarie viteza maxima estimata ar fi de 5,92m/s. Urmand ca prin modelare sa folosim cu modelul rezultat si alte distributii de vant corespunzatoare altor locatii. In sectiune III (activitatea 3.3) se abordeaza simularea matematica a lantului turbina eoliana, generator sincron (joliet Cyclone 1Kw) avand la intrare datele despre vant din 2007, la Floresti (Cluj).


HIDROEOL

RST


2. MODELUL FUNCTIONAL DE 1 KW

Ambitiile noastre care au excedat cu mult tema, de a gasi in Hidroelectrica un partener cu bani pentru a face la o centrala hidroelectrica un pilot „hidro-eolian” de circa 10Kw, nu a devenit realitate. In consecinta ne-am limitat strict la resursele temei si in cadrul fazei 3 a temei am procedat la constructia unui pilot de 1kW in cadrul partenerului UTCN.

Asa cum am stabilit la finele fazei precedente dorim sa pastram cat mai mult echivalentele intre pilotul de 1Kw si ansamblurile de zeci si sute de Mw pentru estimarea matematica la o alta scara de puteri.

Asa cum s-a calculat in sectiunea II (activitatea 3.2) din acest raport - pomparea intr-un bazin superior nu s-a putut realiza fizic; s-ar fi impus un rezervor de 134 mc de apa pe acoperisul cladirii! Am decis ca si acesta parte a structurii initiale a HIDROEOL-ului sa fie simulata, prin crearea la duzele hidroagregatului a presiunii aferente unei energii hidrostatice avand h=15m, adica diferenta de inaltime inttre etajul si 5 si etajul 1 (unde se afla bateriile, invertorul, pompele si hidrogeneratorul) al cladirii UTCN din str. Observatorului. Acest lucru a fost posibil prin doua pompe montate versatil, in paralel sau in serie, pentru a deschide si un camp de experimentari in aceasta „zona” a proiectului. Am mai diversificat solutiile de conservare energetica punand in paralel pe langa rezistoarele de diversiune si incalzirea rezistiva care poate fi facuta si la viteze mici ale vantului cand ce scoate generatorul eolian e insuficient pentru energizarea pompei de conservare.

In figura 2.1 este schitata schema pilotului de 1kw, care este ultima varianta rezultata

in urma discutiilor pe cele 5 variante prezentate in etapa a doua a proiectului. Sistemele energetice hibride de puteri mici au un punct nevralgic: conservarea

energiei sau altfel spus managementul corect al acumulatoarelor. Sistemul energetic hibrid pilot, pentru studiul randamentelor, asa cum ni l-am imaginat noi, mai are un punct sensibil: masurarea energiei alternative debitate de unele generatoare sincrone care presupun contoare sau senzorii ce accepta tensiuni variabile in frecventa, sau masurarea energiei de cc in cazul anumitor generatoare. Acest ultim caz este si cazul nostru.


HIDROEOL

RST


Figura 2.1. Arhiectura bloc simplificata a pilotului hidro-eolian

Unde: 1- anemometru 2- turbina eoliana, 3- incarcator baterie 4- masura tensiune si curent cc generat de generatorul eolian pe baterie 5- baterie de acumulatoare 6- masura tensiune si curent cc dat/preluat de baterie 7- invertor monofazat 8- masura energie alternativa monofazata livrata de invertor 9- bazin alimentare pompe si evacuare apa hidroagregat 10- pompe 11- masura volum apa pompat si presiune apa pompata spre hidroagregat 12- hidroagregat 13- masura tensiune si curent cc debitate de hidroagregat 14- boiler (sarcina de diversiune hidroagregat) 15- Automat programabil (nivelul de proces SCADA) 16- Calculator SCADA

Pe scurt functionarea pilotului este urmatoarea: din energia vantului turbina va genera

o tensiune de 60Vcc la un anumit nivel de putere care va incarca (in curent) o baterie de acumulatoare de 48Vcc; energia bateriei este convertita in energie alternativa (230Vca/50Hz) de catre un invertor de 2,5Kw; Energia invertorului actioneaza o pereche de pompe


HIDROEOL

RST


(2x1,1Kw) ce actioneaza un microhidrogenerator de 1Kw, care genereaza la randul lui o energie continua de 60Vcc care este consumata pe o sarcina rezistiva de 1Kw intr-un boiler. Circuitul de apa pompe, hidrogenerator, rezervor este un circuit inchis. Toata aceasta functionare este urmarita, sunt masurate (viteza vantului, energiile, tensiunile, curenti, de la fiecare generator sau consumator, presiunea de apa, debitul pompat) de catre sistemul SCADA a modelului pilot.

Inainte de a trece la proiectarea si realizarea efectiva a modelului functional a subsistemului de automatizare al pilotului vom trece in revista toate componentele majore ale statiei pilot.

2.1. Prezentarea elementelor pilotului HIDROEOL de 1kw

2.1.1. Turbina eoliana achizitionata este o turbina Joliet de 1Kw avand urmatoarele

date esentiale: 3 elici, diametru de 2,7m, viteza nominala 9m/s, temperatura de functionare -40°C la 60°C.

Aceasta turbina genereaza o tensiune continua de 60Vcc pentru incarcarea controlata a unei baterii de 48Vcc. Sistemul SCADA al proiectului pilot masoara viteza vantului si curentul si tensiunea debitata de turbina eoliana si va evidentia randamentul real al turbinei comparat cu randamentul calculat si dedus din datele tehnice ale furnizorului.

Tensiunea generata incarca o baterie de de acumulatoare de 48Vcc cu o capacitate de 200Ah; acumulatoare cu ciclu adanc care pot fi descarcate pana la 20% si care sunt

acumulatoarele potrivite pentru acest mod de utilizare. In acest pilot de 1kW bateria de acumulatoare joaca, alaturi de pompele de apa rolul

bazinului superior. Am optat pentru aceasta solutie din motive de eficienta si costuri. Costructia unui bazin de 134mc pe acoperisul cladirii UTCN din strada Observatorului ar fi impus cheltuieli neestimate initial de izolarea acoperisului, ar fi necesitat autorizatii de constructii si ar fi impus unele modificari estetice, pe langa problema suplimentara a unui agent care sa nu inghete la -30 de grade celsius.


HIDROEOL

RST


2.1.2. Dimensionarea bateriei de acumulatoare Conservarea prin baterii de acumulatoare are rolul de a integra functionarea unui consumator pe distante mici de timp in cazul in care sursa primara ar functiona in „rafale” scurte de timp. Exemplificam acest mecanism in diagrama de mai jos.

Am ales un caz real, ziua de 6 oct. 2008, intre orele 10:00 si 12:00 si exagerand putin

pentru a evidentia ideea am aratat cu rosu intervalele la care o pompa de 3kw ar functiona in cazul cand nu avem microconservare prin baterii si cu verde daca avem baterii tampon intre generatorul eolian si pompa.

Acest mod de conservare e util in micile scheme, micile utilizarii; La scara industriala, la conservarea de volume mari de energie nu se folosesc baterii de acumulatoare! Pentru dimensionarea bancului de acumulatoare revenim la cazul nostru in careavem una sau doua pompe de 1,1kw fiecare. Sa presupunem cazul cel mai defavorabil pentru bancul de acumulatoare – adica cele 2 pompe lucreaza in paralel. Atunci, conform inregistrarii din 6 oct 2008 de la sediul IPA (500m distanta de sediul UTCN din strada Observator) de la orele 10:40 pana la 11:45 in sistem avand vant peste 4m/s doar in total 10 minute; rezulta ca 55 de minute energia acumulata in baterii a energizat pompa. Daca ne propunem ca acumulatoarele sa aiba o capacitate de energizare de cel putin 3h a pompelor de 2,2 (2x1,1) kw atunci capacitatea acestora trebuie sa fie:

Ept 3h de autonomie apompei de 3kw = 2,2kw*3h= 6,6 kwh , si Cteoretica(9kwh la 48Vcc) = 6,6 kwh/48V = 137,5Ah

Dar aceasta capacitate a fost calculata pe 100% din energia acumulata, ori ciclul de

descarcare admis pentru baterii „deep cycle” e doar de η=80 % din totalul capacitatii bateriilor, rezulta capacitatea practica de:

Ctotal baterii de acumulatoare de 48V = Cteoretica/η = 137ah/.80 = 172Ah


HIDROEOL

RST


Rezulta 4 acumulatoare de 12V si o capacitate de 200Ah montate in serie.Achizitia s-a facut lunand inca o marja de siguranta. 2.1.3. Bateria de acumulatoare Bateria este compusa din 4 acumulatoare AGM (absorbant glass material) de 12V cu capacitatea de 200Ah (BAT412201080). Si acest gen de baterie poate suporta 200 cicluri de incarcare/descarcare daca acumulatorul se descarca complet, si 900 de cicluri daca se descarca doar pana la cel mult 30%. Rezulta ca managementul bateriilor este f. Important pentru durata de viata a acestor produse..

Motiv pentru care UTCN a achizitionat si bateria si invertorul de la acelasi producator, Victorin, care respecta conditiile impuse de managementul incarcarii/descarcarii acumulatoarelor din baterie. 2.1.4. Invertorul Victron 48V/3000/35 Acest tip de invertor se compune din 3 parti, functional distincte:

• sistemul de managent al bateriilor, • partea de invertor propriu-zis, si • partea de incarcator al bateriilor. Incarcarea bateriilor de la retea, pentru a evita, si prin

nefolosire, scaderea tensiuni pe acumulator sub valoarea minima admisa. Caracteristici: Invertor propriu-zis: Tensiunea de intrare 12Vcc – 66Vcc Tensiunea de esire: 230Vca +-2%, 50Hz +-0,1% Putere la 25°C 3KVA, 2,5KW Putere la 40°C 2KW Putere la varf 6Kw Eficienta: 95% Incarcator: Tensiunea de „absorbtie” : 57,6V Tensiunea de „float”: 55,2V Tensiunea de conservare: 52,8V

Curentul de incarcare: 35A


HIDROEOL

RST


Echipament Alimentare aparat: 187-265 Vca, 45-55Hz Consum max 16A Dimensiuni: 362x258x218 Greutate 18Kg 2.1.5. Pompele Sunt 2 pompe Einhell Royal RGP 1100 Niro cu urmatoarele date tehnice:

Putere: 1100W Alimentare: 230Vca/50Hz Debitul de pompare maxim: 4000l/h Inaltimea maxima de pompare: 43m Imaltimea maxima de suctiune: 8m Racordul de suctiune si transport: 1” Temperatura maxima a apei: 35°C Aceste pompe se pot cupla prin 3 electroventile (sau robineti) in paralel sau in serie. Montarea lor in serie urmareste cresterea presiunii, si montarea in paralel duce la cresterea debitului. Este important din punctul de vedere al studiului randamentelor sa dispunem de acest „joc” care ne va

permite sa simulam situatii diferite: cadere dubla, debit dublu. Dezavantajul acestui tip de pompa fata de o pompa imersata este ca la pornire aceasta trebuie amorsata! Pentru pornirea automata este nevoie ca pompele sa fie sub luciul de apa al bazinului. 2.1.6. Hidroagregatul

Pe baza calculelor de mai sus s-a ales o turbină de tip

PELTON fabricate in Noua Zeelanda, Modelul Mike este o turbină de tip Pelton, care poate fi folosită pentru modelul experimental. Poate fi folosită eficient la un debit de 5 litri/secundă la o diferenţă de nivel de cel puţin 3m.


HIDROEOL

RST


2.1.7. Estimarea energiei eoliene si a energiei generate de turbina

Puterea vantului este proportionala cu cubul vitezei vantului, si puterea disponibila intr-o sectiune traversata de vant in wati este Pv = ½ *ρ * V3 * S respectiv puterea de iesire din generatorul eolian:

Pe = η* Pv, unde: ρ este densitatea aerului in Kg/mc (~1,29kg/mc), S este suprafata maturata de elicele turbinei, V este viteza vantului in m/s, η este randamentu ansablului turbina&generator eolian in %.

Conform legii lui Betz se poate extrage cel mult 59,2% din energia eoliana care traverseaza suprafata unei turbine eoliene; de asemenea randamentul de transformare maxim teoretic a unei elice e in jur de 86%. Rezulta un randament maxim de transformare a energiei cinetice a vantului in energie mecanica de 50,9%. La acest randament mai trebuie adaugat randamentul generatorului electric si alte pierderi. Practic randamentul intregului lant elice, turbina, generator electric ajunge la 40 - 44%. Ansamblurile mari ating randamente de 44%, cele mici cel mult 40%. Puterea electrica la iesirea unui ansamblu turbina generator eolian, functie de viteza vantului, si in limitele randamentelui maxim pentru turbine mici comparativ cu puterea turbinei Cyclone de 1Kw (Joliet), este prezentata in tabela 2.

vant viteza

vantului [m/s]

40% din puterea vantului

[w]

1kw Joliet

viteza [m/s] putere [w] 1 3 1 2 0 2 28 2 12 0 3 93 3 41 35 4 220 4 97 100 5 430 5 189 190 6 743 6 327 330 7 1.180 7 519 520 8 1.762 8 775 780 9 2.508 9 1.104 1050

10 3.441 10 1.514 1220 11 4.579 11 2.015 1410 12 5.945 12 2.616 1280 13 7.559 13 3.326 930 14 9.441 14 4.154 850 15 11.612 15 5.109 700 16 14.093 16 6.201 600 17 16.904 17 7.438 470 18 20.065 18 8.829 300 19 23.599 19 10.384 200 20 27.525 20 12.111 150

Tabela 2


HIDROEOL

RST


Turbina eoliana Joliet 1Kw se protejeaza la viteze mari ale vantului printr-o basculare in plan vertical astfel incat suprafata baleata de vant, S, sa scada la S*sinα,

unde α este unghiul de inclinare a turbinei in plan vertical; Aceasta tehnica de protectie a turbinei este denumita in literatura engleza de specialitate – „furling”. Franarea prin tehnica „furling” pare neplacuta la o prima vedere.

Pentru a avea o imagine completa asupra influentei acestui tip de caracteristica putere- viteza vom face o simulare in exact aceleasi conditii de intrare (vant) si de iesire (consum) atat pentru turbina Joliet de 1Kw cat si pentru o turbina Joliet ipotetica care isi mentine puterea la 1Kw la vitezele superioare. Fig 2.2. Curba de putere a turbinei Joiet de 1kw reala si idealizata

Pentru simulare vom folosi aplicatia NREL. In ambele simularii pentru cazul Joliet Cyclone de 1Kw si cazul unei turbine Joliet idealizate, plecam de la exact aceleasi conditii

a) de intrare (vant) asa cum se prezinta in figura de mai jos.

Fig.2.3. Conditiile de intrare in simulare


HIDROEOL

RST


b) de profil de consum asa cum se vede in figura de mai jos

Fig.2.4. Profilul de consum luat in considerare la simulari

Fig. 2.5. Rezultatul simularii in cazul „Joliet” idealizat


HIDROEOL

RST


Fig. 2.6. Rezultatul simularii in cazul turbinei Joliet Cyclone 1kw (achizitionate)

Rezultatele simularii se vad mai sus in cele 2 ecrane si se poate observa ca la profilul de vant estimat in observator (v. Fig) si cu acelasi profil de consum (v. Fig ) cu Joliet Cyclone de 1Kw obtinem o productie de energie de 2,69MWh/an si cu un Joliet de 1Kw idealizat obtinem 2,716Mwh/an. Diferenta este absolut minora, neglijabila. Rezultatul e important intrucat bunul simt ne-a condus, la alte aprecieri care se dovedesc nefondate. Diferenta de pret e semnificativa in cazul unei turbine cu franare furling (1,3euro/wat) si o turbina cu franare prin modificarea unghilui de atac al paletelor care ajunge la (3euro/wat). Preturile se refera strict la turbina! Si o alta concluzie se poate trage si anume achizitia turbinei Joliet Cyclone de 1KW a fost o decizie buna nu numai economic ci si corespunzatoare tehnic. Daca profilul si distributia vantului ar fi alta, specifica, unei locatii cu viteze medii anuale de peste 7-8m/s rezultatul ar fi altul. Concluzia care se trage de aici este ca intotdeauna trebuie sa cunoastem profilul vantului cu care sa simulam productia anuala, altfel riscam sa alegem o turbina pentru care sa platim fie un pret prea mare pentru acelasi rezultat, fie sa platim destul pentru un rezultat slab.


HIDROEOL

RST


3. ELABORAREA PROIECTULUI SCADA 3.1. ARHITECTURA SISTEMULUI SCADA

Scopul sistemului SCADA este dublu: sa conduca si sa monitorizeze corect statia pilot hidro-eoliana si sa faca fata unor experimente precise privind intocmirea unor bilanturi energetice pe toate componentele din lant. Experimentările vor dura aproximativ un an (2009/2010) si vor cuprinde pe langa achizitia de date si:

- bilanţuri si randamente energetice pe ansamblu - randamente pe fiecare componenta în parte (generator eolian, pompa, invertor) -

consumurile vor fi evidentiate si separat, - înregistrarea si analiza regimurilor tranzitorii pentru fiecare componenta a

ansamblului, - debite şi volume de apa pompate, nivele, temperaturi, viteza vântului, şi în general

tot ce este relevant pentru aprecierea experimentului, etc. Arhitectura sistemului SCADA este organizata ierarhic pe 3 nivele: nivelul local

(PLC, senzori, actuatori), nivelul de urmarie (echivalentul unui dispecer) si nivelul web(care excede tema). Acest ultim nivel este destinat i) accesului tuturor partenerilor la experimentul cu statia pilot, ii) accesul coordonatorului din locatii diferite, din tara sau strainatate, iii) diseminarii rezultatelor cercetarii si iv) accesul partenerului dinafara contractului. In figurile 2.1, 3.1 si 3.2 sunt prezentate scheme ale sistemului SCADA si interconexiunile sale cu blocurile energetice ale ansamblului pilot hidro-eolian.

3.1.1. Comunicatia in cadrul sistemului SCADA S-au abordat doua variante posibile, de fapt una a avut in vedere locatia de la CHE Floresti si a doua din cadrul laboratorului facultatii de inginerie electrica a UTCN. Diferenta consta in faptul ca una avea ansamblu hibrid la distanta si achizitia si studiul s-ar fi facut la IPA, iar in cel de al 2 lea caz aceasta problena nu se mai pune intrucat IPA si Imobilulu UTCN sunt pe de o parte foarte apropriate si pe de alta parte sunt legate prin FO. Varianta GSM. Comunicaţia între statia pilot (CHE Floresti 2, 10 Km de Cluj Napoca), şi serverul distant de urmarire si control (sediul IPA Cluj Napoca) - dispecerul SCADA - se face printr-o reţea GSM, în varianta tehnologică GPRS. Furnizorul de servicii GSM selectat are tehnologia MPLS (multi protocal label switching), tehnologie ce permite configurarea de VPN-uri securizate şi scalabile. Tehnologia GPRS (pachete radio) permite comunicarea pe canal tot timpul fara sa fie necesar apelul. Acest gen de serviciu se plateste dupa trafic si nu dupa timpul de menţinere a legaturii active. Soluţia de conectare în interiorul reţelei GSM este transparenta pentru noi ca beneficiar. Echipamentul radio (modemul şi antena radio de 2,4Ghz sau 3,57Ghz) de legătură între Dispecerat (SCADA) şi un PoP al furnizorului de servicii GSM este realizat de furnizorul de servicii. Singura condiţie restrictivă care se impune este aceea că între antena radio de la dispecerat (sediul IPA) si unul din PoP-urile GSM al furnizorului de servicii GSM trebuie să aiba vizibilitate directă. Tot in locatia IPA va fi si serverul de WEB pe care va pus aplicatia php, reprezentand al 3 nivel in ierarhia celor 3 componente ale sistemului SCADA.


HIDROEOL

RST


Varianta finala Comunicatia PLC- calculatorul SCADA PLC Siemens CPU224XP folosit are doua interfete RS485; una din ele este folosita pentru interfatarea contorului de energie electrica Algodue MFT300. cealalta e folosita de 2 „masteri” atat de calculatorul „SCADA” cat si de panoul de afisare senzitiv care reprezinta interfata operatorului cu automatul programabil. Acest lucru este posibil in cadrul sistemului Siemens (Step7- Micro/WIN, S7-200 CPU). Fie calculatorul SCADA foloseste o placa CD sau un cablu PC/PPI. Atat calculatorul SCADA cat si panoul de afizare senzitiv sunt „master”, isi impart reteaua, avand adrese diferite. PLC-ul S7-200 CPU este „slave”. Evident si slave-ul are adresa sa proprie diferita. Pentru o retea cu 2 sau mai multi masteri accesand un singur slave calculatorul SCADA se configureaza sa utilizeze protocolul PPI cu driverul multi-master activat. In acest caz este recomandabil folosirea calului multimaster care te scuteste de erorile de configurare! Figura de mai jos arata si reteaua PPI (RS485) cu doi masteri si un singur slave(PLC).

Fig. 3.1. Comunicatia si interfetele ansamblului pilot HIDROEOL Intrucat calculatorul SCADA formeaza baza de date a experimentului cu modelul pilot Hidroeol se afla la partenerul UTCN, iar principalul beneficiar al acestei baze de date este coordonatorul, vom rezolva problema accesului ON LINE coordonatorului la aceasta baza de date, in cadrul fazei urmatoare. Aceasta fiind o sarcina inafara temei propriu-zise, dar inevitabile bunei desfasurari a intregului proiect. Avem in vedere mai multe solutii, dupa o cantarire exacta a tuturor aspectelor, inclusiv cele financiare, aferente, vom lua si implementa solutia optima..


HIDROEOL

RST


3.2. Regimurile de functionare Subsistemul local are 2 regimuri de funtionare unul complet automatizat, in care PLC-ul ia deciziile de pornire oprire a invertorului, pompelor, hidrogeneratorului functie de situatia concreta, si un regim manual in care se pot opri elementele pilotului individual pentru teste, PIF sau scopuri didactice. Selectarea regimului de lucru se face de la un selector montat pe dulapul SCADA local. Indiferent de regimul le functionare ales sistemul SCADa va monitoriza toate elememntele de masura si sesizare si va construi baza de date continuu. 3.3. Functiile sistemului SCADA

Functiile sistemului de urmarire si control al ansamblului pilot hidroeolian sunt:

citeşte valorile senzorilor şi comandă actuatorii corespunzători,

înregistrează şi arhivează valorile măsurate şi-sau calculate ale mărimilor de proces,

emite mesaje de atenţionare şi alarmare la depăşirea limitelor admise de funcţionare

îndeplineşte alte sarcini programate,

stochează ultimelor 1000 de evenimente privind manevrele efectuate şi/sau protecţiile care au acţionat (în scopul facilitării operaţiilor de mentenanţă),

generează grafice de evoluţie pentru grupe de maxim 5 variabile din proces simultan, cu valorile achiziţionate în baza de date istorice,

vizualizează sub formă tabelară a rapoartelor de evenimente,

evidenţiază tendinţele de evoluţie a mărimilor achiziţionate prin vizualizarea sub formă de grafice curgătoare a ultimelor

100 de valori culese, Fig. 3.2. Automatul programabil si procesul


HIDROEOL

RST


afişează starea canalului de comunicaţie atât la nivel local cât şi la dispecer; permite modificarea configurării aplicaţiei; permite configurarea afişărilor respectiv a formelor rapoartelor tipărite, permite tipărirea graficelor de achiziţie respectiv a rapoartelor de evenimente, permite prelucrări statistice pe datele achiziţionate, asigură acces restricţionat, pe nivele de competenţă, la resursele procesului.

Fig.3.3 Componentele pilotului si marimile achizitionate


HIDROEOL

RST


3.4, Punctele critice ale proiectului SCADA Principala problema pentru proiectarea SCADA din aceasta tema este masurarea puterilor si energiilor in regim de curent continuu; s-au studiat 2 solutii ambele bazate pe traductoare Hall, o solutie cu traductoare Vydas P-153E si alta cu traductoare LEM LA55-P. Sunt mai multe diferente intre ele dar cea mai mare e de pret: primul traductor ajunge la 1000$/buc iar al doilea la cateva zeci de euro (30-.35euro) Varianta cu traductoare Vydas (SUA) Este prezentata mai jos (v. Figura 3.4), este foarte eleganta si poate sa faca fata si unor turbine care genereaza tensiune alternativa cu frecventa variabila.

Fig. 3.4.. Conectarea traducatorului de energie trifazata cu frecventa variabila Varianta cu traductoare LEM Circuitul electronic a acestui tip de traductor presupune sa fie alimentat din exterior cu +-15V la 70mA, ceea ce presupune o sursa dubla de + -15V care se adauga proiectului, dar aceasta valoare noua este insignifianta pe langa costul traductoarelor VYDAS. Rezultatul este un curent in”secundar” Is = Ip/1000. Deci nu e un semnal unificat, si ne obliga la o atentie deosebita in aceasta faza de proiectare.


HIDROEOL

RST


S-a optat pentru varianta cu traductoare LEM. care desi a creat alte probleme tehnice (o sursa suplimntara de +/- 15V, un circuit special de masura U7, U8 (vezi proiectul) si complicatii de citire pentru softul din PLC, dieferenta de pret era mult prea mare intre cele doua variante avute in alegere. 3.5. Alimentarea subsistemului

In figura 3.5.. este prezentată schema de alimentare a nivelului local (dulapul de automatizare) din sistemul SCADA, care conduce direct staţia de pompare. In plus de SITOP vom avea şi o sursa neintreruptibilă..

Figura 3.5.. Schema de alimentare a PLC

Alimentarea calculatorului, nivelul „dispecer” al SCADA şi a modemului aferent se

face la rândul ei prin alt UPS, astfel încât anumite alarme şi avarii să poată fi comunicate la distanţă imediat după căderea reţelei electrice.


HIDROEOL

RST


4. SUBSISTEMUL IERARHIC LOCAL

Subsistemul ierarhic local al aplicatiei SCADA este format din automatul programabil, circuitele de masura, senzori si traductori plus calculatorul local care urmareste procesul si constituie baza de date a acestuia. Pentru simplificare vom denumi pe scurt Automatul programabil acest nivel ierahic de la interfata cu procesul care cuprinde automatul programabil propriu zis, circuitele de masura, senzori si traductori. Fizic toate aceste module sunt dispuse in dulapul de automatizare.

Tot pentru simplificare calculatorul local care monitorizeaza automatul si procesul si constituie baza de date a experimentului, ce constituie al doilea nivel ierarhic va numit in continuare pe scurt calculatorul SCADA.

Proiectul este pregatit astfel incat pe interfata RS485 (protocol MODBUS) sa putem adauga pana la 31 de contoare electronice pentru masurarea energiei electrice de retea care au ele insele aceasta interfata seriala. Dar va costa proiectul un contor in plus.

4. Dulapul de automatizare 4.1. Automatul programabil Acesta este construit pe structura Siemens S7-200 în jurul unui PLC CPU 224XP din

diferite module Siemens dar si unele proiectate special pentru acest proiect, care asigura aproape toate resursele hard pentru acest nivel ierarhic. De exemplu pentru masurarea de a energiei de cc a generatoarelor eolian si hidro, am fost nevoie de 4 intrari analogice, ori CPU 224XP dispune numai de 2 astfel de intrari. În acest fel avem şi posibiltăţi de dezvoltare prin resursele rămase: o intrare analogică din CPU ramasa neutilizata.. Pentru traductoarele de cc am avut nevoie de o sursa auxiliara de tensiune dubla

Automatul programabil conduce direct procesul odată administrând direct staţia pilot. Toate componentele PLC sunt produse de o firmă consacrată în domeniul echipamentelor şi aparturii de comandă şi reglare, în principal de la acelaşi producător, Siemens, şi din aceiaşi familie SIMATIC S7-200. Capacitatea PLC instalată asigură o creştere de cel puţin 20% a funcţionalităţii fără nici o dezvoltare (upgrade) hardware.

PLC S7-200 are urmatoarele module în afara unităţii centrale CPU 224XP: • EM231 4AI – modul de4 intrări analogice 1buc, • SITOP – modul de alimentare PLC, în 24Vdc (ÊPI 332) – 1 buc

Intrările discrete sunt izolate galvanic de proces prin contactele care nu sunt purtătoare de tensiuni. Intrările analogice în semnal unificat (4-20mA, 0-10V) nu sunt separate galvanic prin module de separare speciale. Convertorul A/N al CPU este realizat pe 12biţi ( 11 biţi de date şi 1 bit de semn). Pentru programare si depanare vom folosi un panou senyitiv TP177C din dotarea IPA. Acest panou nu va face parte din dotarea staţiei ci va fi folosit la programare, monitorizare şi intervenţii.

Sistemul S7-200 este el insusi modular pentru ca eventualele exteinderi sa fie usor de purtat. Noi trebuie sa gandim si la constrangerile financiare.

Automatul supraveghează direct „procesul” prin intermediul senzorilor şi traductorilor

şi a elementelor de execuţie: • citeşte valorile senzorilor şi comandă actuatorii corespunzători


HIDROEOL

RST


• citeşte datele de la senzorii indepedenţi şi le transmite la calculatorul distant SCADA pentru înregistrare şi arhivare

• în cazul când anumiţi parametri se aproprie de limitele admise de funcţionare o trimite comenzi de atenţionare spre calculatorul SCADA o aprinde o lampă locală de atenţionare,

• în cazul când anumiţi parametri depăşesc limitele de funcţionare admise o trimite comenzi de alarmă spre calculatorul SCADA

• îndeplineşte alte sarcini programate. Utilizarea resurselor hard unitatii centrale CPU 224XP se vede in figura:

Fig. 4.1. Conexiunile CPU 224XP Conexiunile si utilizarea resurselor ale modului EM231 4AI se vede in figura 4.2.


HIDROEOL

RST


Fig. 4.2. Modulul de intrari analogice si circuitele de masura in cc.

4.1.2. Modulul U5 – Sursa auxiliara de +/- 15V Pentru alimentarea senzorilor LEM LA55P avem nevoie de o sursa de +/- 15V sau +/-12V. Pentru aceasta am luat produsul NSD10 48D12 care se alimenteaza cu 24Vcc de la sursa SITOP si scoate tensiunile necesare pentru senzorii de curent. Modulul asigura 0,42A pentru fiecare din tensiunile de iesire de 12V.

Fig 4.3. Specificatiile mecanice ale modulului NSD10 48D12


HIDROEOL

RST


Fig 4.4. Diagrama bloc a modulului NSD10 48D12

4.1.3. Modulul de formatare a impulsurilor, U4

Impulsurile de la senzorul NRG#40, sunt niste tensiuni induse de magnetul permanent in circuitul de masura si depind ca forma si amplitudine de viteza vantului; pentru masurarea lor este absolut necesara un circuit de formatare digitala a acestora. In circuitul de formare proiectat, U4, sunt 4 astfel de circuite de masura. In figura 4.5 sunt date schema bloc, schema logica si semnalele de esire corespunzatoare unor intrari de la senzorul NRG#40.

Fig. 4.5. Circuitul de formatare a impulsurilor U4.


HIDROEOL

RST


4.1.4. Traductorii şi senzorii a) Senzorii utilizaţi

Senzorul pentru viteza vantului Este un senzor NRG#40 care prin rotirea cupelor provocata de vant da o succesiune de impulsuri. Aceste impulsuri depind de viteza de rotatie si la viteze joase ale vantului sunt practic de neutilizat. Asa ca asociat cu acest senzor este un circuit de formatare, U4, de fapt un discriminator de nivel, care dintr-un semnal analogic scoate un impuls treapta. PLC numara succesiunea de implusuri intre 2 citiri de senzori si imparte acest numar la timpul dintre cele 2 citiri, determinand frecventa, f, a impulsurilor ce vine de la senzorul NRG#40. Fiecare senzor este calibrat si are urmatoarea functie de transfer:

V(m/s) = 0,765 * f (Hz) +0,35 Senzorii de nivel Sunt limitatoare de cursa submersibile care sunt actionate cand nivelul apei din bazin

ajunge la ele; pozitia contactului este supravegheata de automatul programabil care stie astfel daca poate porni pompa/pompele, daca trebuie sa deschida electroventilul de alimentare cu apa al bazinului si cand sa-l inchida. Automatul e pregatit sa preia si alt tip de senzorii cum ar fi cei ultrasonici care dau nivelul apei in bazin.

Traductoare de volum de apa Pentru măsurarea volumului de apă pompată vom utiliza un contor cu impulsuri

produs de Contorgroup SA cu următoarele caracteristici Qn=15mc/h, DN=50mm, PN=16bari, şi grad de protecţie IP67 şi care dă la ieşire un impuls la 100litri sau la 1mc (funcţie de opţiunea pe care o are setată).

Traductoare de curent continuu Sunt senzori cu traductoare Hall cu separare galvanica intre circuitul de forta si

circuitul de masura, de tipul LEM LA 55-P care masoara curentii de cc sau ca, fara restrictii. Curentul nominal din primar este 50A, valoare acoperitoare in cazul nostru, unde putem atinge 23A in cazul turbinei eoliene si 20A in cazul hidrogeneratorului. Acesti traductori au fost integrati in doua circuite de masura identice, U7 si U8 din proiect tehnic, unul destinat masurarii tensiunii si curentului furnizat de generatorul eolian , respectiv generatorului hidro.

Acesti traductori, LA 55P ne cer o alimentare speciala dubla +15V, - 15V la 0,1A. Traductorul MFT300

Este de fapt aparat de masura destinat energiei electrice de 50Hz; el masoara tensiunea, curentul, contorizeaza energia activa si reactiva, cosφ. Interfatarea lui este RS485 si livreaza automatului toate masuratorile cerute, degrevand automatul de calcule suplimentare. El este destinat masurarii energiei debitate de invertorul Victorin 48V/3000/35.


HIDROEOL

RST


Fig. 4.6. Exemplu de citire a traductorului MFT300 pe interfata RS485 direct de

calculatorul SCADA. Prin alocarea uneia din interfetele RS485, proiectul este pregatit sa putem adauga

pana la 31 de contoare electronice pentru masurarea energiei electrice de retea sau orice alt traductor si senzor prevazute cu interfata RS485..

4.1.5. Actuatorii

Electropompa Einhell Royal Vom incerca sa evitam folosirea unui Soft Starter Siemens pentru pornirea motorului

pompei, din considerente financiare. Avantajul Soft starterului e acela ca are o serie de protecţii termice, de dezechilibrare (lipsa unei faze) care vor permite PLC şi aplicaţiei SCADA să cunoască exact ce se întâmplă în staţia de pompare.

Rezistoarele de incălzire Vom folosi, pentru recuperarea energiei hidrogeneratorului pentru a evita solutia cea mai proasta a disiparii e, in aer,i pe o sarcina de diversiune, un boiler modificat , in sensul ca rezistorul de incalzire este unul special (3,75ohm/1kw) corespunzator tensiunii livrate de hidrogenerator 60Vcc si sa disipe 1Kw. .

4.1.6. Conexiunile dintre componente Inventarul semnalelor si conexiunile interioare dulapului de automatizare şi exterioare spre senzori şi actuatori, de la nivelul staţiei pilot, este prezentat concis in tabelele de mai jos (tabelele 4.1, 4.2). Iar schema electrică completă a dulapului automatului programabil, jurnalul de cabluri, lista cu tagurile apar detailat in anexa 3.

In tabelele de mai jos se face inventarul tuturor semnalelor, din care reiase componenta tuturor modulelor automatului programabil si a dulapului de automatizare.


HIDROEOL

RST


Nr CPU 224XP denumire explicatie

1 I0.0 Imp-vit-vant pulsuri frecv de anemometru formate 2 I0.1 Incarcator1 Semnal stare Incarcator 3 I0.2 Incarcator2 Semnal stare Incarcator 4 I0.3 Nivel superior Limita prea plin rezervor apa 5 I0.4 Nivel inferior Limita minima admisa in rezervor 6 I0.5 Imp-debit Impuls debit de apa pompata, ipuls/mc 7 I1.0 Sel Auto/Man Semnal de regim de operare

6 IA1 SU 4-20mA, putere trifazata generata

Semnal unificat proportional cu val. Efectiva U(t)*I(t)*cosØ

7 E0.0 Regim Autom Invalideaza comenzile manuale 8 E0.1 P-invertor Pornire inveror 9 E0.2 P-pompa1 Pornire pompa1 10 E0.3 P-pompa 2 Pornire pompa 2

11 E0.4 Alim-bazin Actionare electroventil pt alimentarea cu apa bazinului

12 RS485(1) Interfata seriala –cu contorul MFT300

interfata seriala citirea marimilor electrice generate de Invertor

13 RS485(2) Multi master PC(SCADA), Panou afisare locala

Nr EM231 4 AI denumire explicatie

14 A+, RA A- IGE/1000 Semnal de masura de la U7 (curent gen.

eolian)

15 B+, RB B- UGE div Tensiunea de pe baterie divizata cu 5

16 C+, RC C- IGH/1000 Semnal de masura de la U8 (curent gen.

hidro)

17 D+, RD D- UGH div Tensiunea debitata de gen. hidro divizata

cu 5

Tabelul 4.1. Automatul Programabil

4.1.7. Inventarul componentelor Tabelul 4.2. PLC

Nr Modul Siemens cod fabricatie observatii

1 Logo Power 6EPI 332 187-264Vca, 0,5A / 24Vdc, 3,5A

2 CPU224XP 6ES7 214-2AD23-0XB0 PLC Siemens 3 Modul analogic E231 4 AI Sonda 4-20mA


HIDROEOL

RST


4 Modem GSM MD720-3 modul GSM, Siemens

5 Adaptor serial rs232/rs485 6ES7901-3CB30-0XA0 adaptor

RS232/RS485 6 Soft comunicatie 6NH9910-0AA10-0AA3 Sinaut micro

7 Elemente tablou automatizare

Intrerupator diferential, lampa, priza, butoane, relee, cleme, cabluri, jgheaburi

8 Transformator de separare

9 Dulap, Tabel 4.3. Senzori & traductoare

Nr Senzorii cod fabricatie observatii

1 Debitmetru cu impulsuri Woltaris, WPHI DN50, PN 16bari,

Qn=15mc/h 2 Filtru tip Y apa Woltaris DN50 3 Traductor de presiune PS010R 10 bari, 4-20mA 4 Traductor current cc LA55P 50A

5 Contor energie electrica 50Hz MFT300 RS485

6 Anemometru cu impulsuri calibrat NRG#40

total partial Tabel 4.4. Actuatoare si Generatoare

Nr Actuatoare cod fabricatie observatii

1 Pompa Einhell RGP 1100 Niro 2 buc

2 Robinet electromagnetic ½” Alim cu apa a

bazinului 3 Rezistoare submesibile 1Kw, 48Vcc 2 buc 4 Generator Eolian Joliet Kit 1Kw 1 buc

5 Generator Pelton EcoInnovation Kit 1Kw 1 buc

4.2 Calculatorul SCADA Il pomenim aici ca parte a subsistemului local, dar el va fi descris in capitolul 6. intamplator in aceasta aplicatie este locat in acelasi laborator cu dulapul de automatizare si cea mai mare parte a componentelor pilotului Hidroeol.


HIDROEOL

RST


5. PROIECTUL DULAPULUI de AUTOMATIZARE

5.1. Descriere Automatul programabil, cu circuitele de masura, surse, si o parte din traductori sunt

toate adunate fizic in dulapul de automatizare asa cum rezulta din proiectul propriu-zis si din fotografia panoului acestui dulap.Dintre senzori, nu sunt in dulapul de automatizare senzorul de viteza vant si contorul/debitmetru de apa pompata, care evident sunt in „proces”. Prin blocul de relee Ki sunt comandate pornirea invertorului, pompelor, alimentarea bazinului cu apa daca se sesizeaza nivelul minim admis.

5.2. Desenele tehnice

Schemele proiectului SCADA a statiei pilot Hidroeol, realizate cu aplicaţia de proiectare Eplan, cuprind schemele electrice ale componentelor dulapului de automatizare si jurnalul de cabluri. Schemele electrice cuprind:

• Alimentarea Dulapului de automatizare si a calculatorului SCADA • Dulap SCADA pilot Hidroeol. Componenta • Vedere frontala. • Vedere frontala interior dulap • Alimentarea modulelor dulapului de automatizare • CPU 224XP • Modulul analogic. Intrarile analogice. • Contorul de energie electrica(50Hz) • Circuitul de formatare a impulsurilor • Sirul de cleme si blocul de relee • Lista conexiunilor dulapului de automatizare

si sunt prezentate in anexa 1. 5.3. Dulapul de automatizare. Realizare fizica

Automatul programabil, cu circuitele de masura, surse, si o parte din traductori sunt adunati fizic in dulapul de automatizare asa cum rezulta din proiectul propriu-zis si din fotografia panoului acestui dulap. Executia dulapului s-a facut pe baza acestui proiect in atelierul de prototipuri al IPA sa, sucursala Cluj Napoca


HIDROEOL

RST


Fig. 5.1. Dulapul de automatizare SCADA a pilotului Hidroeol.


HIDROEOL

RST


6. SCADA - NIVELUL DE URMARIRE 6.1. Calculatorul SCADA

Acest calculator, numit şi calculatorul de urmarire, are următoarea componenţă: PC propriu-zis - cu CD/writer, o memorie de 2Gocteţi, monitor LCD TFT 19”(1280x1024), imprimantă grafică, modem GPRS(3G), şi sursa neintreruptibilă care să asigure functionarea calculatorului şi a echipamentului de comunicatii cel puţin 30 minute la înteruperea alimentării cu energie electrică din reţeaua publică. Sistemul de operare va fi unul stabil precum Windows XP Professional. Pentru o operare prietenoasă în cadrul aplicaţiei telematice s-a dezvoltat, o aplicaţie software bazată pe ecrane (interfaţe) dintre sistem (proces, subsistem PLC) şi operator sub forma grafică, cât mai intuitivă. În fond era vorba de multe de astfel de ecrane, specifice atât procesului măsurat, condus, urmărit, arhivat, dezvoltat în CVI. Prin intermediul acestor ecrane, care conţin bare de selecţii, „butoane”, „leduri” şi „selectoare” se pot atinge toate funcţiile implementate. Este o analogie perfectă dintre noţiunea noastră de „ecran” (interfaţă) şi noţiunea de fereastră din sistemul de operare Windows – cu singura specificitate a „ecranului”, care ocupându-se de un proces real este mult mai intuitiv mai direct, astfel că un operator cu cunoştinţe minime să poată opera la un nivel de pretenţii acceptabil.

6.1.1. Functii la nivelul calculatorului SCADA Programul de aplicaţie de pe calculatorul SCADA, cu scop de urmărire a procesului,

este structurat modular într-un nucleu care verifică pe rând: recepţia unui mesaj de la nivelul automatului programabil, stocarea si crearea arhivei de date a procesului stocarea ultimelor 1000 de evenimente privind manevrele efectuate şi/sau

protecţiile care au acţionat generarea de rapoarte grafice cu până la 5 variabile din proces starea de transmitere a unui mesaj de răspuns către dispecer; starea de recepţie a datelor de la un traductor; vizualizarea datelor şi a mărimilor electrice recepţionate şi achiziţionate; vizualizarea sub formă grafică a istoricului achiziţiei; vizualizarea sub formă tabelară a rapoartelor de evenimente; vizualizarea configurării aplicaţiei; configurarea rapoartelor tipărirea graficelor de achiziţie; tipărirea rapoartelor de evenimente. arhivarea datelor oferă, la cerere, raporte bazate pe aceste date permite prelucrări cu scop ştiinţific şi statistic permite acces restricţionat, pe nivele de competenţă, până la nivelul modificării

unor referinţe din proces sau până la nivelul comenzilor anumitor elemente de execuţie atenţionează şi, după caz, alarmează local sonor si prin ecrane speciale şi la

distanţă prin SMS Pentru realizarea acestor funcţii programul calculatorului SCADA are structura tipică

a unui program de achiziţie, stocare şi generare de rapoarte. Sistemul fiind conceput deschis, pe baza de date create se poate crea o aplicaţie pentru internet sau intranet de tip VPN. Acest program este prevăzut cu abilităţi de lucru în timp real.


HIDROEOL

RST


7. STRUCTURA APLICATIILOR SOFTWARE

Aplicaţiile software SCADA se prezintă ca o succesiune de ecrane interactive, functionale, atât în spre operator cât şi în spre „maşină”. Prin maşină înţelegem atât procesul propriu-zis (prin intermediul automatului programabil) cât şi hardul dintre proces până la ecranul operatorului. Aceste ecrane le mai numim, in prezenta documentatie, “intefaţe operator”, indiferent de nivelul ierarhic carora ele apartin. Interfeţele operatorului cu procesul, la nivelul urmarire (dispecer) sunt ecrane care au fost dezvoltate în CVI care este un mediu de dezvoltare specializat pe dezvoltarea de aplicatii SCADA. Ele sunt implementate pe calculatorul SCADA, care intruneşte toate cerinţele hard pentru implementarea unui astfel de program aplicativ.

Interfeţele operatorului cu procesul, la nivelul local (automatul programabil) sunt ecrane dezvoltate în MICROWIN, şi locate în memoria CPU respectiv a panoului senzitiv asociat acestuia.

Ferestrele se deschid cu un ecran principal din care se poate naviga, pe principiul subferestrelor din sistemele de operare Windows. Din oricare alt ecran se poate reveni in ecranul principal si astfel operatorul poate ajunge in oricare ecran dorit pentru a urmări, comanda,sau configura orice element al instalaţiei supuse acestei aplicaţii. Avem interfeţe cu ecrane: de configurare, tehnologice (supraveghere on-line a instalatiei) şi de raportare. Interfeţele tehnologice sunt, funcţie de conţinut, interfeţe de comandă, de masură, de comandă şi masură. Prin conţinut aici inţelegem puncte de măsură, bucle de reglaj unde e cazul, stabilire de referinţă fără reglajul propriu zis, comenzi directe de elemente de execuţie. Interfeţele tehnologice de măsura şi Interfeţele tehnologice de comandă specifice unei bucle au pe lângă „led”-ul de Alarmă, şi o fereastră de informare cu privire la ce se întâmplă în ansamblu. Altfel zis dacă te afli într-un ecran de detaliu eşti informat de evenimentele esenţiale din ansamblu instalaţiei printr-o fereasta de informare. Fereatra de informare apare suprapusa ecranului in care se afla la un moment dat operatorul in urma actiunii de click buton stang al mouse-lui pe LED-ul de alarma cand acesta este in stare de palpaire (starea de palpaire a acestui element ecran este indicatia aparitiei unei noi atentionari sau alarme).

7.1. Aplicatia soft de la nivelul local

Structura statiei pilot a fost prezentata in figura 7.1. si structura hard a automatizarii realizata cu module PLC S7-200 Siemens a fost prezentata in anexa 3. Aplicatia soft este scrisa in mediul de dezvoltare Step7 Microwin produsul Siemens aferent automatelor programabile S7-200. Aplicatia soft este una de telemetrie si trebuie sa măsoare:

o viteza vântului, o tensiunea si curentul debitate de generatorul eolian, o energia consumata de pompa, o tensiunea si curentul debitate de generatorul hidro, o volumul de apa pompat.

Si sa calculeze energiile debitate de generatoarele eolian si hidro, randamentele.


HIDROEOL

RST


Tabelul 7.1. Alocarea memoriei Automatului Programabil in scopul realizarii transferului de

date sub controlul serverului OPC B0 B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 A0 I0.0 I0.1 I0.2 I0.3 I0.4 I0.5 I0.6 I0.7 A1 I1.0 I1.1 A2 E0.0 E0.1 E0.2 E0.3 E0.4 E0.5 E0.6 E0.7 A3 E1.0 E1.1 E1.2 E1.3 E1.4 E1.5 A4-7 numarator C0.0 imp vant (anemometru) A8-11 numarator C0.5 imp debit (1 impuls la 100l) A12-15 IA1.0-31 presiune apa (val instantanee) A16-19 IA2.0-31 intrare Analogica IA2 (rez) A20-23 Viteza m/s referitoare la ultimul minut A24-27 debit apa aferent ultimului minut A28-31 A32-35 A36-39 ExA+ curent instantaneu debitat de generatorul eolian A40-43 ExB+ tensiune instantanee la bornele generatorului eolian A44-47 putere instantanee la bornele generatorului eolian A48-51 energie livrata de gen eolian A52-55 ExC+ curent instantaneu debitat de generatorul hidro A56-59 ExD+ tensiune instantanee la bornele generatorului hidro A60-63 putere instantanee la bornele generatorului hidro A64-67 energie livrata de gen hidro A68-71 curent instantaneu debitat de invertor A72-75 tensiune instantanee la bornele de iesire a invertorului A76-79 putere instantanee la bornele invertori A80-83 energie livrata de invertor

intrari discrete numaratoare esiri discrete

I0.0 impuls viteza vant C0.0 numarator imp vit vant E0.0

REGA -regim automat

I0.1 stare incacator C0.1 E0.1 Pornire Invertor I0.2 stare incacator (rez) C0.2 E0.2 Pornire pompa 1 I0.3 nivel sup bazin C0.3 E0.3 Pornire pompa 2

I0.4 nivel inf bazin C0.4 E0.4 Actionare elventil bazin

I0.5 impuls contor debit C0.5 numarator imp debit E0.5 rez

I0.6 E0.6 rez I0.7 E0.7 rez I1.0 Automat/Manual E0.10 rez I1.1 E0.11 rez E0.12 rez intrari analogice E0.13 rez IA+ Pres-apa, traductor presiune E0.14 rez IB+ rez E0.15 rez ExA+ IGE/1000 curent Gen Eol ExB+ UGE div,tensiune Gen Eol


HIDROEOL

RST


ExC+ IGH/1000curent Gen Hidro ExD+ UGH div, tensiune Gen Hidro

Toate aceste marimi corelate vor fi stocate pe o durata de un an in baza de date a proiectului. Masuratorile sunt transmise din locatia UTCN Cluj la distanta (IPA) pentru stocare si prelucrare serverul de proces prin aplicatia software pe care o vom denumi „Dispecer_HIDROEOL”.

In tabelul 7.1 se prezinta alocarea semnalelor de intrare iesire ale automatului programabil pentru a interfata elementele de masurare si executie ale procesului. Deoarece nu dispunem de toate traductoarele energetice necesare contorizarii punctelor de masura importante ale instalatiei unele din acestea vor fi calcutate prin integrarea puterilor instantanee. Aceste marimi sunt calculate in locatii din memoria de date a automatului programabil, deoarece sunt necesare in controlul local. Continutul tuturor datelor de intrare respectiv al acestor marimi energetice calculate este transferat calculatorului dispecer printr-un server OPC

Interfeţe utilizator ale automatului programabil Intefeţele utilizator ale automatului programabil apar pe panoul senzitiv, Siemens TP177A, prin configurarea aplicaţiei orice zonă din panoul senzitiv se poate declara buton, pentru a naviga, este suficienta simpla atingere cu degetul a respectivei zone, care produce trecerea într-un ecran nou (intr-o alta interfaţă utilizator). Ecranul principal (Fig. 7.1.) conţine pe de o parte toate informaţiile principale ale procesului (viteza vantului, parametri turbinei, ai invertorului, ai pompelor, ai hidrogeneratorului respectiv ai boilerului, starea bateriei si prezenta sau absenta legaturii cu dispecerul) în cadrul unor butoane sensitive, care atinse permit să navigăm spre ecranul specific buclei, unde se vizualizează toate datele disponibile respectivei bucle.

Figura 7.1. Ecranul

principal al aplicaţiei de la nivelul local


HIDROEOL

RST


Toate datele vizualizate sunt actuale, adica cele cititite de automat în ultimul ciclu de scanare al aplicaţiei; reactualizarea lor se face continuu. Un ciclu care pleaca de la citirea si analizarea tuturor conditiilor din aplicatie care sunt indeplinite si setarea corespunzatoare a iesilor, denumit ciclu scan, pe ramificarea sau cea mai lunga nu dureaza mai mult de un minut.


HIDROEOL

RST


8. REALIZARE MODEL FUNCTIONAL SUBSISTEM HIDRO Staţia pilot pentru studiul experimental al sistemului energetic hibrid HIDROEOL va

permite determinări experimentale cu atât mai concludente privind impactul stocării energiei eoliene sub formă de energie hidraulică asupra utilizării centralelor eoliene, cu cât puterea staţiei pilot este mai mare. Dar se ştie că o centrală hidroelectrică este foarte scumpă. De regulă, amenajarea hidroelectrică costă de cinci ori mai mult decât hidroagregatele ( turbina hidraulică şi generatorul). Din acest motiv, s-a adoptat soluţia realizării subsistemului hidro al modelului functional al sistemului de centrala hibridă hidro-eoliană HIDROEOL, sub forma unei centrale hidroelectrice la care energia mecanică stocată în lacul de acumulare este stocată în baterii de acumulatoare iar presiunea creată de căderea de apă este simulată cu ajutorul pompelor.

Plecând de la puterea recomandată în etapa de proiectare, faza 2 a contractului, s-a adoptat soluţia realizării staţiei pilot HIDROEOL în locaţia str. Observatorului nr. 2, Cluj-Napoca, unde Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca posedă o clădire didactică, în care sunt amplasate laboratoare.

În figura 1 se poate vedea această clădire şi curtea ei, în care turbina eoliană, s-ar putea amplasa în curte sau pe clădire.

Fig. 1. Clădirea UTCN din str. Observatorului nr. 2 Cluj-Napoca.


HIDROEOL

RST


Astfel se va alege o turbină eoliană cu puterea de 1kW. Această turbină se va amplasa pe clădirea UTCN din strada Observatorului nr. 2. În acest fel se estimează că deşi zona nu este prea favorabilă din punct de vedere al vitezei vântului (fiind o zonă deluroasă), totuşi prin amplasarea clădirii în apropiere de vârful dealului Feleacului, şi prin amplasarea turbinei pe clădirea cu 6 nivele, se speră obţinerea unor viteze anuale ale vântului cât de cât favorabile.

În urma măsuratorilor efectuate în teren s-a constatat că viteza medie zilnică a vântului este de v = 3.6 m/s. la o înălţime de 2m de acoperis.

Această putere de 1 kW aleasă pentru turbina eoliană este data de bază de la care porneşte proiectarea Staţiei pilot HIDROEOL-02.

Pentru realizarea staţiei pilot cu configuraţia generală clasică ar trebui stocată în rezervorul superior sub forma de energie potenţială a apei toată energia electrică produsă de această turbină eoliană timp de o zi:

MJkWhEE anzi 69.1947.5

3651997

365==== . (1)

Pentru stocarea acestei energii sub formă de energie potenţială a apei într-un rezervor amplasat pe clădirea din figura 5.1 ar fi nevoie de o masă de apă:

toghEm zi 134

158.91069.19 6

=⋅⋅

== , (2)

apă, sau 134 mc apă. Aici s-a luat căderea de apă h=15m, diferenţa de nivel dintre etajul 1 şi acoperişul clădirii. Acest lucru este imposibil de realizat, prea este mare volumul rezervorului superior, de asemenea apar probleme privind îngheţarea a apei pe timp de iarnă, rezervorul fiind la exterior. Din acest motiv s-a imaginat o altă soluţie. Turbina eoliană rămâne la exterior pe acoperişul clădirii, dar stocarea energiei se va face în baterii de acumulatoare, amplasate la interior în Laboratorul de Producerea energiei electrice, amplasat la etajul 1 al clădirii. De aici energia stocată va fi utilizată la pomparea apei într-un hidrofor şi de aici va fi turbinată într-o turbină hidroelectrică care va genera energie electrică. Hidroforul nu are rolul de a înmagazina energie hidraulică ci doar pentru a uniformiza debitul de apă care vine la turbina hidraulică. Acest lanţ de conversii va simula funcţionarea unui sistem HIDROEOL real.


HIDROEOL

RST


Schema generală a Staţiei pilot HIDROEOL, este prezentată în figura 2.

Fig. 2 Staţia pilot HIDROEOL, locaţia - Clădirea UTCN din str. Observatorului nr.2:

1 – sistemul eolian, format din pilon, turbină eoliană şi generator eolian; 2 – support pentru baterii de acumulatori, invertor şi regulator de incărcare acumulatori; 3 – regulator de încărcare acumulatori; 4 – baterie de acumulatori; 5 – invertor; 6 – cabluri electrice; 7 – pompe; 8 – ventile (robineţi); 9 – conductă apă rece; 10 – rezervor de apă; 11 – rezervor hidrofor; 12 – debitmetru; 13 – manometru; 14 – grup turbină hidraulică – hidrogenerator; 15 – tablou electric de c.c.


HIDROEOL

RST


Turbina şi generatorul eolian vor fi completate cu un regulator de încărcare acumulatori, cu acumulatori şi un invertor, aşa încât să poată alimenta o pompă de curent alternativ monofazată. de asemenea, schema electrică va fi completată cu arestori pentru protecţia împotriva supratensiunilor atmosferice (trăznet), siguranţe fuzibile şi instrumente de măsură electrice, care nu sunt figurate pe schema din figura 5.8.

S-au prevăzut două pompe, care vor putea fi conectate hidraulic în serie sau paralel cu ajutorul unor robineţi, pentru a obţine o gamă mai largă de debite şi presiuni, necesare studiilor pe model ce vor fi efectuate. Instalaţia de apă va funcţiona în circuit închis, aşa încât va fi nevoie de un singur bazin (bazinul inferior), în care pierderile de apă vor putea fi compensate de la reţeaua de apă din laborator.

Pe conducta de tur se va prevedea un vas hidrofor cu membrană elastică pentru uniformizarea presiunii, un debitmetru si un manometru.

Turbina hidroelectrică va genera electricitate de curent continuu care va alimenta printr-un tablou electric sarcini de c.c. şi va deversa apa turbinată în bazinul inferior.

Toate componentele acestei scheme vor fi dimensionate în continuare plecând de la caracteristicile turbinei şi generatorului eolian alese deja.

8.1. Descrierea ştiinţifică şi tehnică În figura 3 se prezintă modul de realizare al modelului funcţional al subsistemului hidro

HIDROEOL. Se poate vedea analogia dintre prezentarea schematică a subansamblului hidro al

modelului fizic HIDROEOL din figura 2 şi realizarea fizică prezentată în figura 3. Din figura lipseşte rezervorul hidrofor, care oricum nu avea nici un rol funcţional, ci era

prevăzut doar pentru uniformizarea debitului. De asemenea în figura 3 se poate vedea prezenţa unui sorb pe fiecare ţeavă de aspiraţie a

apei în pompe. Acest sorb are o clapetă de sens care nu lasă apa să se scurgă înapoi în caz că se opreşte pompa, pompă rămânând amorsată chiar dacă e amplasată deasupra nivelului apei din rezervor.

În figurile 4-6 se poate vedea realizarea efectivă a subansamblului hidro al modelului fizic HIDROEOL, văzut din mai multe unghiuri.

Aici se poate vedea că pentru simplificarea execuţiei s-au amplasat şi pompele pe aceeaşi masă de laborator, rămânând sub masă doar rezervorul de apă, în care se scurge prin cădere liberă apa turbinată din turbină.

De asemenea, acum se poate vedea importanţa sorbului cu clapeta de sens, deoarece pompele fiind amplasate deasupra rezervorului, ele rămân amorsate, amorsarea se va face doar la prima pornire.

În figura 3, ca şi în figurile 4-6, se pot vedea cei trei robineţi de 1”, 11, care permit funcţionarea modulului hidro cu cele două pompe legate hidraulic în serie sau paralel pentru a putea regla în trepte presiunile şi debitele generate. La legarea în serie a pompelor, vom avea acelaşi debit, dar o presiune dublă (aproape 9 bar, ceea ce înseamnă simularea unei căderi de apă de circa 90 m).

De asemenea, la legarea în paralel a pompelor (aceeaşi presiune şi debit dublu), presiunea şi debitul se pot regla şi fin prin deschiderea robinetului de bypass.


HIDROEOL

RST


Fig.3. Model hidraulic HIDROEOL: 1 – Turbina hidraulică 1 kW; 2 – Hidrogenerator cu magneti permanenti 1 kW; 3 – Robineţi 2”; 4 – Furtun flexibil cu inserţie 2”; 5 – Cot PVC 2”; 6 – Masă laborator; 7 – Rezervor apă; 8 – Teavă henco 1”; 9 – Cot zincat 1”; 10 – Pompe 1.1 kW; 11 – Robineţi de trecere; 12 – T-1”; 13 – T-2”; 14 – Debitmetru digital (contor apă); 15 – T - 45° PVC; 16 – Manometru digital; 17 - Ţeavă PVC; 18 - Sorb.

18


HIDROEOL

RST


Pe figura de mai sus nu este prezentată instalaţia electrică, realizată din sistemul de

alimentare cu energie electrică a pompelor, sarcina de c.c. pe care debitează hidrogeneratorul, sistemul de masură al energiei electrice consumate de pompe şi sistemul de măsurare al energiei electrice produse de hidrogenerator, precum şi sistemul de supraveghere şi conducere cu calculatorul a standului (miniSCADA). Aceste instalaţii vor fi prezentate în figuri separate, în continuare.

Realizarea fizică a acestui subsistem hidro al modelului funcţional HIDROEOL, va fi

prezentată în figurile 4-5, prezentate în continuare, prin fotografierea din mai multe unghiuri, pentru a ieşi în evidenţă cât mai multe detalii de execuţie.

Conectarea acestui model fizic de subsistem hidro, cu modelul fizic al subsistemului

eolian, se va face prin alimentarea pompelor de la ieşirea invertorului subsistemului eolian.

Fig. 4. Model hidraulic HIDROEOL – vedere din faţă.


HIDROEOL

RST


Fig. 5 Model hidraulic HIDROEOL – vedere laterală.

În figura 5 se poate vedea modul de simulare a sarcinii hidrogeneratorului modelului fizic.

S-au utilizat două rezistenţe de laborator reglabile cu următorii parametrii: • Rezistenţa maximă 2.2Ω; • Curentul maxim admisibil Imax=18.5A. De aici se pot calcula ceilalţi parametrii:

VIRUn 5.405.182.2 =⋅=⋅= , (3) WIRPn 7535.182.2 22 =⋅=⋅= . (4)

Aceşti rezistori vor fi legaţi în serie sau paralel la tensiunea de 24Vcc debitată de hidrogenerator.

La legarea în serie vom avea o rezistenţă totală de 4.4 Ω. Curentul care va trece prin rezistenţe va fi:

AVRUI 5.5

4.424

=Ω

== . (5)

Puterea consumată va fi: WIUP 1325.524 =⋅=⋅= . (3)

aceasta va fi sarcina cu puterea minimă simulată. La legarea în paralel a celor doi rezistori, se va regla rezistenţa lor astfel încât prin

rezistori să trecă curentul nominal:

Ω=== 3.15.18

24A

VI

UR . (5)


HIDROEOL

RST


iar puterea consumată va fi: WIRP 8905.183.122 22 =⋅⋅=⋅⋅= , (4)

adică aproape 1 kW. aceasta va fi sarcina de putere maximă.

Această gamă de sarcini de la 132W la 890W, permite efectuarea unor teste eficente pentru studiul funcţionării subsistemului hidro al modelului fiyic de centrală electrică hibridă hidro-eoliană.

În figura 5 se mai pot vedea două instrumente de măsură a parametrilor electrici ai

circuitului de sarcină. Un voltmetru universal măsoară tensiunea de curent continuu a circuitului, respectiv

tensiunea generată de hidrogeneratorul MIKE. Un milivoltmetru măsoară curentul de c.c. al sarcinii cu ajutorul unui şunt de

100A/75mV. Acest şunt este acoperitor ca valoare ţinând cont de valoarea curentului nominal al hidrogeneratorului:

AVW

UPI 42

241000

=== . (5)

Aceste mărimi măsurate permit calcularea puterii active consumate şi cu o anumită

eroare datorată inconstanţei puterii, se poate calcula şi energia electrică debitată de hidrogenerator. Această energie poate fi comparată cu energia electrică consumată de pompe pentru a obţine eficienţa energetică globală a acestui stand.

Pentru etapa următoare care implică implementarea sistemului de monitorizare şi control a instalaţiei HIDROEOL mini SCADA, pentru măsurarea curentului se vor utiliza traductoare de tensiune şi de curent cu efect Hall fabricate de LEM, cu caracteristicile prezentate în continuare. La acestea puterea se va calcula prin software în cadrul programului de conducere miniSCADA. Traductorul de tensiune LV 25-P LV 25-P este un traductor de tensiune cu separare galvanică între circuitul primar (partea de putere, circuitul de măsură) şi circuitul secundar (electronic, care prelucrează semnalul generat de traductor). Parametrii principali ai acestui tip de traductor sunt prezentaţi în tabelul 1. Pentru măsurarea tensiunii, o rezistenţă externă R1 este prevăzută pentru a fi parcursă de un curent proporţional cu tensiunea de măsură.


HIDROEOL

RST


Caracteristicile traductorului de tensiune LV-25P Tabelul 1 Curent nominal IN 10 mA Domeniu de măsură 0 la ± 14 mA Rezistenţa de măsură RM RMmin RMmax alimentare la ±12V la ± 10 mA max 30 Ω 190 Ω la ± 14 mA max 30 Ω 100 Ω alimentare la ±15V la ± 10 mA max 100 Ω 350 Ω la ±14 mA max 100 Ω 190 Ω Curent nominal de ieşire 25 mA Precizia la 25oC şi ±15V ± 0,8% la IN la 25oC şi ±12÷15V ± 0,9% la IN Curent de offset la 25 oC max. ± 0,15 mA după suprasarcină de 3IN max. ± 0,3 mA Liniaritate mai bună de 0,2 % Timp de răspuns 40ns pentru R1 de 25kΩ (depinde de

constanta de timp a circuitului L/R) Temperatura de operare 0 oC ÷ 70 oC Temperatura de stocare -25 oC ÷ +85 oC Rezistenţa internă primară 250Ω (la 70 oC) Rezistenţa internă secundară 110Ω (la 70 oC) Conectare la circuitul primar 2 pini cu secţiune patrat cu latura de

0,635mm Conectare la circuitul secundar 3 pini cu diametrul de 1mm Marcarea polarităţii La aplicarea unei tensiuni pozitive la

terminalul +HT se obţine un curent pozitiv la terminalul M

Fig 6. Traductorul de tensiune LV-25P.

Rezistenţa R1 se alege de către utilizator şi se înseriază cu primarul traductorului LV 25-P, conform figurii 6; valoarea rezistenţei se determină în aşa fel încăt să se obţină precizia maximă, asigurată la curentul nominal de 10 mA şi pentru o tensiune din domeniul de măsură 10V ÷ 500V.


HIDROEOL

RST


Traductorul de curent LA 55-P/SP1 LA 55-P este un traductor de curent, de asemenea cu separare galvanică între circuitul primar şi circuitul secundar. Parametrii principali ai acestui tip de traductor sunt prezentaţi în tabelul 2, unde se indică şi limitele între care trebuie aleasă rezistenţa electrică RM, de montat în circuitul secundar al traductorului (fig.7).

Caracteristicile traductorului de curent LA55P/SP1 Tabelul 2 Curent nominal 50 A rms Domeniu de măsură 0 la ± 70 A la +70 oC la +85 oC Rezistenţa de măsură RM RMmin RMmax RMmin RMm

ax alimentare la ±12V la ± 50 A max 0 Ω 215 Ω 0 Ω 210

Ω la ± 100 A max 0 Ω 35 Ω 0 Ω 30 Ω alimentare la ±15V la ± 50 mA max 0 Ω 335 Ω 70 Ω 330

Ω la ±100 mA max 0 Ω 95 Ω 70 Ω 90 Ω Curent nominal de ieşire 25 mA Precizia la 25oC şi ±15V ± 0,65% la IN la 25oC şi ±12÷15V ± 0,9% la IN Curent de offset la 25 oC max. ± 0,1 mA după suprasarcină de 3IN max. ± 0,15 mA Liniaritate mai bună de 0,15 % Timp de răspuns < 500 ns Banda 0 la 200 kHz Temperatura de operare -25 oC ÷ +85 oC Temperatura de stocare -40 oC ÷ +90 oC Consum de curent 10 mA (±15V) + curent de ieşire Rezistenţa internă secundară 80Ω (la 70 oC), 85Ω (la 80 oC) Conectare la circuitul primar orificiu de 12,7 x 7 mm Conectare la circuitul secundar 3 pini 0,6 x 0,56 Marcarea polarităţii La aplicarea unui curent în sensul

săgeţii se obţine un curent pozitiv la terminalul M

Conectarea acestui traductor în circuitul de măsurare se realizează conform schemei

prezentate în figura 7.

Fig 7 Traductor de curent LA55P/SP1.


HIDROEOL

RST


Fig. 8 Model hidraulic HIDROEOL – vedere de sus. În figura 9 se prezintă caracteristicile tehnice ale turbinei hidraulice folosite la

realizarea standului. S-a ales o turbină de tip PELTON fabricată in Noua Zeelandă.

Tip : PELTON

Putere Nominală (W) : 1000

U Nom (V) : 12/24/48V

Cădere min (m) 10

Cădere max (m) 100

Debit min (l/s) 0,5

Debit max (l/s) 8

Noua Zeelanda

Cod Produs: LPH00052 Model: Mike

Figura 9. Turbina hidraulică MIKE.


HIDROEOL

RST


În figura 8 se prezintă standul modelului hidro al instalaţiei HIDROEOL cu turbina

hidraulică MIKE deschisă, adică fără peretele mobil transparent din plastic, pentru a se vedea mult mai clar rotorul.

În figura 8 se prezintă caracteristicile pompei folosite la realizarea standului. Vom face un calcul de verificare a potrivirii dintre caracteristicile pompelor şi

caracteristica hidrogeneratorului. Presupunem că pompele funcţionează în paralel, debitând un debit de 2x4000 l/h=8000l/h,

la o presiune de 4.3bar (adică h=43m), aşa cum se poate vedea din figura 8. Turbina hidraulică va debita o putere de:

kWhQP 75.08.0433600

88.98.9 =⋅⋅⋅=⋅⋅⋅= η , (6)

Presupunem că pompele funcţionează în serie cu un debit de 4000l/h, la o presiune dublă, adică 8.6 bar, atunci este evident că puterea generată este aceeaşi.

Debitul turbinei aşa cum se poate vedea din figura 7 este cuprins între 1800 l/h şi 28000l/h, adică debitul pompelor se încadrează în acest interval.

Fig. 10. Pompa folosita la acest stand: RGP 1100 NIRO, produsă de Einhell-GmbH. Alegerea diuzelor pentru turbine hidraulică MIKE se face după tabelul din figura 11. Se poate vedea că pentru un debit de 2000 l/h (0.65 l/s) şi o presiune de 3 bar (h=30m) se

recomandă o diuză cu un diametru de 5.8mm. Turbina are un set de diuze de rezervă care prin tăiere (fiind de PVC) pot fi aduse la diametrul dorit.

Diuzele trebuie scimbate şi când se trece de la funcţionarea cu două jeturi la funcţionarea cu un jet.


HIDROEOL

RST


Fig.11 Alegerea dimensiunilor jetului (diuzelor). În figura 12 se poate vedea un contor digital care permite măsurarea parametrilor electrici

de consum ai pompelor: putereactivă, putere aparentă, frecvenţă, tensiune, curent, factor de putere şi energia electrică consumată. Acest dispozitiv s-a folosit într-o primă fază de teste. În final se va folosi un contor digital ACTARIS pentru a fi integrat în sistemul mini SCADA de conducere a instalaţiei HIDROEOL, care va fi pus în funcţiune ulterior, în faza următoare a contractului.

Fig. 12 Măsurarea energiei electrice consumate de pompe.


HIDROEOL

RST


S-a ales o turbină eoliană cu puterea de 1kW. Această turbină s-a amplasat pe clădirea UTCN din strada Observatorului nr. 2. În acest fel se estimează că deşi zona nu este prea favorabilă din punct de vedere al vitezei vântului (fiind o zonă deluroasă), totuşi prin amplasarea clădirii în apropiere de vârful dealului Feleacului, şi prin amplasarea turbinei pe clădirea cu 6 nivele, se speră obţinerea unor viteze anuale ale vântului cât de cât favorabile.În urma măsuratorilor efectuate în teren s-a constatat că viteza medie zilnică a vântului este de v = 3.6 m/s. la o înălţime de 2m de la partea de sus a clădirii. Această putere de 1 kW aleasă pentru turbina eoliană este data de bază de la care porneşte proiectarea Staţiei pilot HIDROEOL. Pentru realizarea staţiei pilot cu configuraţia generală clasică ar trebui stocată în rezervorul superior sub forma de energie potenţială a apei toată energia electrică produsă de această turbină eoliană timp de o zi:

Schema generală a Staţiei pilot HIDROEOL, modelul fizic eolian împreună cu modelul fizic hidro, este prezentată în figura 12.

1 – sistemul eolian, format din pilon, turbină eoliană şi generator eolian; 2 – support pentru baterii de acumulatori, invertor şi regulator de incărcare acumulatori; 3 – regulator de încărcare acumulatori; 4 – baterie de acumulatori; 5 – invertor; 6 – cabluri electrice; 7 – pompe; 8 – ventile (robineţi); 9 – conductă apă rece; 10 – rezervor de apă; 11 – rezervor hidrofor; 12 – debitmetru; 13 – manometru; 14 – grup turbină hidraulică – hidrogenerator; 15 – tablou electric de c.c.

Fig. 12 Staţia pilot HIDROEOL, locaţia - Clădirea UTCN din str. Observatorului nr.2:

11

electric part hydro part SCADA part


HIDROEOL

RST


Turbina şi generatorul eolian sunt completate cu un regulator de încărcare acumulatori, cu acumulatori şi un invertor, aşa încât să poată alimenta o pompă de curent alternativ monofazată. de asemenea, schema electrică va fi completată cu arestori pentru protecţia împotriva supratensiunilor atmosferice (trăznet), siguranţe fuzibile şi instrumente de măsură electrice, care nu sunt figurate pe schema din figura 10.

S-au analizat mai multe sisteme eoliene de 1 kW şi în final s-a ales varianta optimă din punct de vedere caliate-preţ, o turbină eoliana CYCLONE 1 kW, produsă de compania Joliet [4], care poate fi văzută în figura 9 şi ale cărei caracteristici pot fi văzute în tabelul 3.

Fi Fig. 13 Turbina eoliană CYCLONE 1kW, Joliet.

Tabelul 3 Specificatii tehnice Rotor Diameter(m): Start up wind speed: Rated wind speed: Cut out wind speed: Max.output power(W): Output voltage(VDC): Noise level:

2.7 2.5ms 9ms 15ms 1100 48 30.9db

Fig. 14 Puterea produsă de Joliet CYCLONE 1 kW.


HIDROEOL

RST


În figura 15 sunt prezentate caracteristicile tehnice ale generatorului eolian Joliet de putere nominală 1 kW. În figura 16 sunt prezentate caracteristicile paletelor şi controlerului turbinei eoliene Joliet. În figura 17 este prezentată energia electrică produsă anual de turbinele Joliet la diferite viteze medii ale vântului.

Această turbină nu a fost instalată conform recomandărilor din Tabelul 3. Turbina a fost prevăzută din fabricaţie cu un pilon de 6 m format din două segmente de 3m care urmau să fie ancorate (guyed tower), în situaţia de amplasare pe sol. Deoarece noi am amplasat-o pe clădire, am folosit doar segmental superior, pe care l-am fixat pe un segment inferior de tip grindă cu zăbrele proiectat şi executat de noi. Acest segment inferior l-am fixat de o placă de bază de dimensiuni 2mx2mx0.3m cu ramă din profile U şi având în onterior turnat beton pentru creşterea stabilităţii. În plus grinda cu zăbrele s-a ancorat şi de zidul cabinei liftului. De menţionat că cabina liftului nu are rol funcţional ea fiind doar de protecţie împotriva intemperiilor, liftul fiind fixat de plafon.

Fig. 15. Caracteristicile generatorului eolian CYCLONE 1 kW.

Fig. 16 Caracteristicile paletelor şi controlerului turbinei eoliene.


HIDROEOL

RST


Turbina eoliană are controlerul (sau regulatorul de încărcare acumulatori) inclus, cu caracteristicile de mai sus.

Fig. 17. Energia produsă anual de turbinele eoliene Joliet. Turbina şi generatorul eolian vor fi completate cu un regulator de încărcare

acumulatori, cu acumulatori şi un invertor, aşa încât să poată alimenta o pompă de curent alternativ monofazată. de asemenea, schema electrică va fi completată cu arestori pentru protecţia împotriva supratensiunilor atmosferice (trăznet), siguranţe fuzibile şi instrumente de măsură electrice, care nu sunt figurate pe schema din figura 12.

Generatorul eolian cuplat cu turbina eoliană este de tip sincron trifazat cu excitaţie de la magneţi permanenţi. Aşa cum se poate vedea în figura 12 legătura dintre generator şi regulaţorul de încărcare se face printr-un cablu cu trei fire (3 faze). Secţinuea acestui cablu se alege în funcţie de valoarea curentului debitat de generator – 15A(vezi figura 15).


HIDROEOL

RST


În acest caz se va ţine cont la dimensionare şi de lungimea cablului, pentru a asigura o cădere de tensiune pe cablu mai mică de 5%. Pentru o lungime estimată de 30m, secţiunea cablului se va lua:

25.4100

3015100

mmLIs =⋅

=⋅

= , (7)

această formulă fiind una empirică recomandată de [3]. S-a ales un cablu cu izolaţie din PVC de secţiune 3x6mmp.

Pentru cablul care face legătura între regulatorul de încărcare şi acumulatori, curentul va fi Idc=21A tot din tabelul din figura 15. De această data cablul fiind mai scurt se ia în considerare numai încălzirea cablului:

2102

21 mmmmp

AA

JIsad

≈== , (8)

De regulă stocarea energiei electrice în acumulatori este foarte scumpă, aceasta este şi cauza efectuării acestui studiu de stocare a energiei electrice produse pe cale eoliană sub forma de energie potenţială a apei. Staţia pilot fiind destinată cercetării, ne propunem stocarea unei energii eoliene pe o durată de două zile, nu ca în cazul schemei cu 2 bazine, pe o zi. Atunci:

kWhEE ziacumulat 94.1047.522 =⋅== . (9) Considerăm acumulatori de tensiune 12V si vom avea nevoie de o baterie de

acumulatori cu capacitatea:

AhVVAh

UEacumulat

UUItItCap 66.911

1210940

===== . (10)

Se aleg patru acumulatori de 200 Ah, 12V, tip BAT412201080, cu caracteristicile prezentate în figura 16.

Fig. 18 Acumulator Deep Cycle 12V.

Aceşti acumulatori, vor trebui să fie în număr multiplu de 4, pentru a potrivi cu tensiunea generatorului eolian de 48V, ceea ce din întâmplare se potriveşte. deci acumulatorii se vor lega în serie.

Puterea invertorului nu are o legătură directă cu puterea turbinei eoliene, ea putând fi mai mare, luând energie din acumulatori. De asemenea pompele vor trebui să aibe o putere mai mare decât hidrogeneratorul (îl considerăm tot de 1 kW, la fel ca turbina eoliană), pentru


HIDROEOL

RST


a acoperi pierderile. Tensiunea de intrare a invertorului va fi 48V, la fel cu tensiunea generată de turbina eoliană.

Am ales invertorul produs de VICTRONENERGY din Olanda, cu caracteristicile

maximale din figura 19: 48V, 3000VA, ieşire 230Vca.

Fig. 19. Caracteristicile invertorului Phoenix 3000VA, VICTRONENERGY. Cablul de legătură dintre baterii şi invertor va trebui dimensionat după curentul

nominal al invertorului pe partea de c.c.:

AVW

UPIinv 5.62

483000

=== , (11)

deci secţiunea necesară va fi: 235

25.62 mm

mmpA

AJIsad

≈== . (12)


HIDROEOL

RST


Detalii privind amplasarea turbinei eoliene pe clădirea UTCN din strada Observatorului nr. 2 se pot vedea în figurile 20-24.

Fig. 20 Modul de amplasarea aturbinei eoliene pe clădire: 1- rotorul turbinei; 2 –

anemometru; 3 – pilon; 4 – grindă cu zăbrele; 5 – platformă de bază; 6 – cabluri electrice; 7 – Instalaţia electrică , în Laboratorul de conversia energiei de la etajul I al clădirii.

Fig. 21. Detaliu privind fixarea turbinei eoliene.


HIDROEOL

RST


Fig. 22 Detaliu privind fixarea turbinei pe acoperişul clădirii. Din aceste figuri se poate vedea filozofia sistemului de fixare: • Nu este permisă fixarea de plafon, deoarece s-distruge hidro-izolaţia. Atunci s-a

proiectat o placă din beton armat care prin dimensiuni şi greutate să asigure stabilitatea pilonului turbinei eoliene. Aceasta s-a realizat direct pe acoperiş din beton, profile U şi cornier;

• Pilonul turbinei eoliene va avea segmentul de la bază realizat sub formă de grindă pătrată cu zăbrele care să se fixeze pe placa de bază, iar pentru siguranţă să se şi ancoreze în 3 puncte de cabina liftului amplasată pe acoperişul clădirii.


HIDROEOL

RST


Fig. 23 Detaliu privind realizarea plăcii de bază.

Fig. 24 Detaliu privind fixarea pilonului turbinei eoliene la placa de bază.


HIDROEOL

RST


Fig. 25 Detaliu privind fixarea acumulatorilor, invertorului şi panoului electric. Acumulatorii, necesită o atenţie specială deoarece ei prezintă pericol de explozie şi de

scurgeri de substanţe chimice periculoase: acid sulfuric. Se vor lua următoarele măsuri de siguranţă:

• nu se va fuma sau folosi flacără în apropierea lor; • se va evita scurtcircuitarea bornelor; • se va aerisi frecvent încăperea în care sunt amplasaţi. La încărcarea şi descărcarea lor se va asigura regula celor trei 10:10:10: • 10% din capacitate, limita la care se pot descărca acumulatorii; • 10% din capacitate este numeric egală cu valoarea maximă a curentului de încărcare şi

descărcare; • astfel se va asigura o durată de viaţă de 10 ani.


HIDROEOL

RST


Fig. 26 detaliu privind fixarea invertorului.

Fig. 27 Detaliu privind fixarea regulatorului de încărcare a acumulatorilor.


HIDROEOL

RST


Trebuie menţionat că regulatorul de încărcare a acumulatorilor are prevăzut şi un sistem de protecţie împotriva supraturării în situaţia că există vânt puternic şi acumulatorii sunt încărcaţi. Acest dispozitiv este realizat sub forma unei sarcini (dump load sau diverse load) care este conectată automat când bateria este încărcată, este vorba despre o rezistenţă răcită cu aer de la 2 miniventilatoare, cu puterea de 2 kW.

Cablul care va interconecta invertorul de pompele subsistemului hidro, se va dimensiona pentru un curent de:

AVW

UPIinv 13

2303000

=== , (13)

deci secţiunea necesară va fi: 23.6

213 mm

mmpA

AJIsad

≈== . (14)

În figura 27 se prezintă schema electrică a modelului fizic de subsistem eolian al HIDROEOL.

Fig. 27 Schema electrică a modelului fizic de subsistem eolian al HIDROEOL. Se poate vedea prezenţa arestorilor 9 care protejează acumulatorii, regulatorul şi invertorul

împotriva supratensiunilor atmosferice (trăznet).


HIDROEOL

RST


9. REALIZARE PARTIALA I MODEL FUNCTIONAL PENTRU SISTEMUL ENERGETIC HIBRID Expresia finală pentru puterea necesară pompării apei în bazin este: 0PcP STPCMASGSCVpBH ⋅⋅⋅⋅⋅⋅= ηηηηη (9.1)

unde:

Pc - coeficientul de performanţă,

CVη - randamentul cutiei de viteze,

GSη - randamentul generatorului sincron, 0P - puterea masei de aer (W), PCη - randamentul pompei centrifuge,

MASη - randament motor asincron.

Randamentul lanţului conversiei energetice necesar pompării apei în bazinul superior este dat de relaţia:

1000⋅=η

PPBH

BH [%] (9.2)

Înlocuind cu valorile corespunzătoare se obţine valoarea: 1710017,01008,08,082,085,098,04,0 =⋅=⋅⋅⋅⋅⋅⋅=ηBH % (9.3)

Dacă considerăm în continuare şi transformarea energiei hidraulice în energie electrică în cadrul centralei hidroelectrice, şi dacă considerăm că debitul apei turbinate este acelaşi cu cel al apei pompate, rezultă puterea la consumator PS:

BHGETHS PP ⋅⋅= ηη (9.4)

unde:

THη - randamentul turbinei hidraulice,

GEη - randamentul generatorului electric.

Randamentul total va fi:

1001000

⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅=⋅= GETHSTPCMASGSCVpS

T cPP ηηηηηηηη [%] (9.5)


HIDROEOL

RST


Considerând pentru turbina hidraulică un randament de 80 % şi pentru generatorul electric un randament de 85 %, rezultă că randamentul total este de:

1210085,08,08,08,082,085,098,04,0 =⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅=ηT % (9.6)

Deşi s-a arătat că soluţia bazată pe turbină eoliană utilizată exclusiv pentru pomparea apei în bazinul superior al centralei hidroelectrice poate fi viabilă din punct de vedere tehnic, randamentul total al sistemului hibrid este mic, de numai 12 %, ceea ce arată ineficienţa unei astfel de soluţii. (Este vorba de soluţia prezentată în faza 2, de alimentare directă a pompei de la generator)

Prin urmare, se propune adoptarea şi analizarea soluţiilor:

Legarea turbinei eoliene la reţeaua publică (fig. 9.1)

Fig. 9.1. Turbină eoliană cu legare în reţea

Deoarece la amplasarea în teren a turbinei eoliene este esenţial să se ţină cont de potenţialul sursei primare de energie (vânt), nu întotdeauna turbina eoliană poată fi plasată imediat în vecinătatea bazinelor de acumulare ale centralelor hidroelectrice.

Turbinele eoliene pot fi plasate şi la distanţă de aceste bazine, existând posibilitatea de a aduce energia electrică generată de turbinele eoliene utilizând liniile electrice ale reţelei de transport (distribuţie) a energiei electrice. În această idee, un alt argument în favoarea soluţiei propuse este legat de conversia eficientă a energiei eoliene.

Pentru situaţia în care reţeaua cere energie şi turbina eoliană dispune de energie în acel moment, aceasta va fi furnizată direct. În felul acesta, în loc de un randament de în jur de 15-20 %, va rezulta un randament de 48 % (vezi rel. 9.3), adică de peste două ori mai mare. Când nu este cerere de energie în reţea, energia eoliană va fi folosită pentru stocare.


HIDROEOL

RST


Legarea turbinei eoliene prin convertor de frecvenţă (fig. 9.2)

Fig. 9.2. Legarea turbinei eoliene prin convertor de frecvenţă

De pe caracteristica randamentului pompei hidraulice în funcţie de turaţie se observă că randamentul variază pronunţat la turaţiile joase. De aceea, la viteze mici ale vântului se poate adopta soluţia includerii unui convertor de frecvenţă, care să ridice frecvenţa de alimentare a motorului asincron corespunzător, astfel încât randamentul pompei hidraulice să rămână aproximativ (cât mai aproape de turaţie) acela corespunzător turaţiei nominale. Avantajul acestei soluţii este şi acela că se poate dimensiona convertorul la 30 % din puterea nominală. 9.2 Dezvoltarea noilor soluţii de modelare Tinând cont de concluziile de la 9.1, rezultă că pentru modelarea sistemului trebuie să avem în vedere mai multe posibilităţi. Cum legarea turbinelor eoliene direct la reţeaua electrică este o soluţie lămurită din pdv tehnic şi economic, soluţiile studiate în acest proiect trebuie să se îndrepte către adaptarea stocării de energie la specificul românesc. Rezultă următoarele direcţii de cercetare (care nu toate pot fi acoperite de timpul şi suma alocată acestui proiect):

a) Stabilirea zonelor cu potenţial eolian ridicat, în care sunt rentabil de instalat turbinele eoliene;

b) Stabilirea zonelor în care se pot face baraje şi construi economic hidrocentrale cu lacuri cu capacitate ridicată de stocare;

c) În funcţie de aceste locuri stabilite se poate face un calcul economic pentru a se distinge care sunt soluţiile mai economice:

c1) transmitere prin reţeaua naţionala de distribuţie. Pentru situaţia în care reţeaua cere energie şi turbina eoliană dispune de energie în acel moment, aceasta va fi furnizată direct. În felul acesta, în loc de un randament de în jur de 15-20 %, va rezulta un randament de 48 % (vezi rel. 9.3), adică de peste două ori mai mare. Când nu este cerere de energie în reţea, energia eoliană va fi folosită pentru stocare.

c2) Dacă centrala eoliană este în proximitatea unui lac de acumulare, astfel încât costurile cu creerea unei linii de alimentare a sistemului autonom să fie mai rentabile decât cele legate de pierderile din reţeaua naţionala + capacitatea limitată de supraîncărcare cu


HIDROEOL

RST


energia eoliană nou venită în sistem, atunci să se opteze pentru soluţia unui sistem autonom. În această situaţie este nevoie de cercetarea noastră şi de aceasta ne vom ocupa în cele ce urmează.

Realizarea unui model funcţional al subsistemului eolian este titlul şi esenţa activităţii III.3 ce ne revine în această faza a proiectului. 2 rezultate sunt necesare de realizat conform planului de realizare şi vor fi expuse în continuare: Modulul subsistemului eolian precum, strâns corelate, baza de date definind potenţialul eolian esenţială în determinarea la scară reală a soluţiei.

Activităţile realizate conform cerinţelor de mai sus vor fi prezentate în cele ce urmează.

Vom începe cu modelarea sistemului eolian. În cadrul acestei părţi a studiului activităţile prezentate s-au dezvoltat în conformitate cu schema din fig 9.2. prezentată în paragraful 9.1.

O complicaţie apărută ca urmare a necesităţii de a dezvolta un model experimental pentru confirmarea cercetărilor întregii echipe a proiectului a dus la complicarea modelului teoretic. Se face aici referinţă la faptul că pentru generatoarele electrice implicate se vor prezenta 3 posibile soluţii cu modelele lor fiecare. Astfel avem soluţia cu generator sincron (GS), cu generator asincron (GA) pe care nu o dezvoltam ca aplicaţie (deşi e foarte răspândită în construcţia turbinelor actuale), dar o prezentam în contextul în care prezenţa motorului asincron de antrenare al pompei implică existenţa modelului maşinii asincrone si cea cu generator sincron cu magneţi permanenţi (GSMP) pentru validări experimentale. Această ultimă soluţie, chiar dacă în proiecte reale nu depăşeşte încă câteva sute de kW (fig.1.1 de la paragraful 1.1), este singura prezentă în cataloagele de turbine eoliene de achiziţionat la puterile modelului experimental, de câtiva, 1-3 kW.

Utilizarea generatorului sincron, prezentă în soluţiile câtorva constructori de eoliene, permite reglajul tensiunii şi a factorului de putere, necesară în cazul circuitelor autonome de transmitere a energiei. Este o caracteristică importantă în contextul schemei studiate în acest proiect. Un alt studiu ar putea să nu excludă utilizarea generatorului asincron, dar trebuie să ne rezumăm la posibilităţile oferite de acest proiect şi decizia prezentată anterior rămâne cea avută în vedere.


HIDROEOL

RST


10. MODELAREA SISTEMULUI

Modelul de vânt Modelul de vânt descrie şi turbulenţele vitezei vântului, care conduc la producerea fluctuaţiilor de putere în funcţionarea turbinelor eoliene. Modelul de vânt a fost dezvoltat cu ajutorul studiului făcut asupra interacţiunii dinamice dintre fermele eoliene şi reţeaua publică, precum şi datorită îmbunătăţirilor care au apărut în partea electrică a turbinelor eoliene (datorită dezvoltării electronicii de putere), [2.1], [2.2], [2.3]. Modelul de vânt se bazează pe descrierea puterii spectrale a turbulenţelor vitezei vântului, împreună cu efectul produs în rotor datorită rotaţiei palelor în cazului funcţionării unei turbine eoliene. Ambele variaţii (turbulenţele vitezei vântului şi umbrirea cauzată de turnului turbinei eoliene) sunt incluse în model. Structura modelului de vânt este prezentată în Fig. 10.1 şi conţine două elemente. Primul îl constituie modelul de vânt al fermei eoliene, care simulează viteza vântului în butucul fiecărei turbine - (vhub,1.... vhub,n), iar următorul element este modelul de vânt al rotorului, incluzând efectele cauzate de rotirea palelor pentru fiecare turbină în parte. Acesta din urmă, asigură o viteză a vântului echivalentă – (veq,1......veq,n) care este utilizată ca parametru de intrare la modelul aerodinamic simplificat al turbinelor eoliene.

Fig. 10.1. Locul modelului de vânt în structura de studiu a unei ferme

Avantajul utilizării vitezei echivalente a vâtului, este că acest model de vânt poate fi utilizat împreună cu coeficientul de putere, Cp bazat pe modelul aerodinamic care include şi efectul de rotaţie al palelor asupra rotorului turbinei eoliene. Un model echivalent al vântului este compus dintr-un modul deterministic – pentru valoarea medie a vitezei vântului şi variaţiile periodice, cum ar fi simularea umbririi turnului şi un


HIDROEOL

RST


modul stocastic (aleator) – pentru simularea turbulenţelor. Aceste două module împreună alcătuiesc modelul de vânt echivalent, care este descris în figura de mai jos:

)3cos(2 WRTθ

)3cos(2 WRTθ

0fv

Rfv_3

Ifv_3

Fig. 10.2. Diagrama bloc a modelului de vânt pe rotor

Viteza medie este inclusă în modulul deterministic. Poziţia rotorului turbinei WRTθ se realizează în buclă închisă de la modelul mecanic. Valoarea 3 din faţa lui WRTθ ţine cont de influenţa perturbatoare a armonicii de ordinul trei de la turnurile cilindrice ale turbinelor eoliene cu vânt ascendent. Zgomotul cu spectru continuu şi uniform (zgomotul alb) reprezintă sursa apariţiei turbulenţelor. În modelul turbulenţelor sunt incluse trei componente: armonica fundamentală (f0), partea reală (f3_R) şi cea imaginară (f3_I) a armonicii de ordinul trei. Filtru Kaimal converteşte semnalul provenit de la zgomotul alb într-un semnal Kaimal spectral normat. Spectrul Kaimal a fost selectat pentru a reprezenta turbulenţele în proiectarea turbinelor eoliene. Parametrii filtrului Kaimal pot fi modificaţi ţinând cont de diferitele valori ale vitezei vântului, de intensitatea, durata şi mărimea turbulenţelor. Filtrele de admitanţă ţin cont de structura turbulenţelor exprimate în funcţie de cele două puncte din planul rotoric, iar parametrii filtrelor de admitanţă se modifică în funcţie de diferitele viteze ale vântului şi diametrul discului rotoric. Modelul de vânt implementat în Matlab este prezentat în figura 2.3.


HIDROEOL

RST


1*3518.72^*6823.79904.0*7869.4

2 +++

dssdds

1*7722.12^*3691.00307.0*2766.0

2 +++

dssdds

1*7722.12^*3691.00307.0*2766.0

2 +++

dssdds

)(uf

)(uf

z/1

z/1

60/*2 pi

TE_ω

Fig. 10.3. Modelul de vânt din Matlab

10.1.1 Analiza matematică Vântul poate fi definit ţinând cont de trei aspecte:

- valoarea medie a vitezei vântului;

- intensitatea turbulenţelor;

- durata turbulenţelor.

şi poate fi modelat cu ajutorul următoarei ecuaţii: )()( tvtvv tmedvânt += (10.1)

Modelul de vânt prezentat mai jos, a fost realizat în cadrul laboratorului Naţional Risø din Danemarca, în care se va analiza şi determina valoarea medie într-un punct fix a vitezei vântului raportat la rotor - vmed(t). Vântul generat depinde de efectul de umbrire a turnului şi de turbulenţele rotative, iar zgomotul alb stimulează perturbaţiile - vt(t).

vvântVt(t)

Vmed(t)

FiltruKaimal

Zgomot alb

Filtruarmonic

Fig. 10.4. Configuraţia modelului de vânt Cele doua părti ale modelului de vânt (partea deterministică şi partea stocastică) pot fi combinate astfel, [2.4]:


HIDROEOL

RST


),,,(),,(),,,( tzyxgzyxUtzyxW += (10.2) unde:

- ),,,( tzyxW : viteza vântului în planul xyz la timpul t;

- ),,( zyxU : partea deterministică a vitezei vântului;

- ),,,( tzyxg : partea stocastică, a cărei valoare medie este egala cu zero.

Axele de referintă ale turbinei eoliene sunt prezentate în Fig. 10.5. Neţinând seama de influenţa scăzută asupra puterii extrase, turbulentele de vânt sunt negative pentru partea mecanică a turbinei eoliene. Modelul Kaimal se utilizează în mare masură deoarece este în conformitate cu Standardul danez pentru siguranţa sarcinilor şi a construcţiei turbinelor eoliene [2.4]. Funcţia spectrala a turbulenţelor din modelul Kaimal este definită astfel:

35

0

02

))(5.11(

)(

UXf

UXf

fSf

L

L

⋅⋅+

⋅

=⋅σ

(10.3)

unde: - f: frecvenţa turbulentelor;

- σ: intensitatea turbulenţelor:

- XL: amplitudinea turbulenţelor;

- U0: valoarea medie a vitezei vântului.

În modelul de vânt, filtrul Kaimal acţionează ca un filtru de netezire şi este aplicat generatorului de numere aleatoare, cum se poate observa în Fig. 10.6. Originea sistemului de coordonate este în centrul nacelei, mai precis în centrul rotorului, deci axa z este negativă în direcţia spre pământ.


HIDROEOL

RST


x

z

yz x

y

a)

b)

Fig. 10.5. Axele de referinţă utilizate la turbinele eoliene: a) vedere frontală; b) proiecţie

verticală

Fig. 10.6. Principiul de funcţionare a filtrului Kaimal

Sunt câteva aspecte care trebuiesc luate în considerare pentru modelarea vântului, cum ar fi:

- Umbra provocată de turn – turnurile turbinelor eoliene au influenţă asupra fluxului de aer. Efectul lor, este un obstacol în calea vântului şi pot reduce viteza acestuia.

- Curenţi de aer adiţionali – în acest proces, fricţiunea dintre pământ şi vânt influenţează viteza vântului. Valoarea medie a vitezei vântului creşte odată cu altitudinea.

- Eşantionarea rotaţiilor – profilul vântului într-un punct fix este perturbat de rotirea palelor care creează fluctuaţii de putere.


HIDROEOL

RST


10.1.2. Modelul de vânt echivalent

)(tT

)(tV

)(tPel

)(tT

)(tVeq

)(tPeleqψ

V

eqV

Fig. 10.7. Principiu de funcţionare al modelului echivalent de vânt [2.4] Viteza vântului (V), care este diferită pentru orice poziţie a rotorului, pune în mişcare palele turbinei eoliene. Forţele care acţionează la nivelul palelor convertesc vântul prin efecte aerodinamice complexe în putere mecanică. Aceasta din urmă, este transformată în putere electrică de către generatorul electric. Ideea utilizării unui model echivalent de vânt este ca acesta reproduce acelaşi cuplu mecanic aplicat modelului aerodinamic al turbinei. Deoarece viteza de rotaţie depinde de generatorul electric, se presupune ca puterea electrică produsa de către modelul echivalent de vânt, este aceeaşi cu puterea produsa de către o turbină eoliană reală. 10.2 Modelul aerodinamic al turbinei eoliene

Energia produsă de turbina eoliană depinde de interacţiunea dintre vânt şi rotorul turbinei. Palele turbinei au rolul de a capta energia vântului şi de a o transfera rotorului turbinei. 10.2.1 Energia maximă extrasă de la curenţii de aer

În zona de acţiune, rotorul turbinei preia energia de la curenţii de aer, şi prin urmare viteza acestuia poate fi influenţată. În Fig. 10.8 sunt prezentaţi curenţii de aer din jurul turbinei eoliene, [2.5].


HIDROEOL

RST


Fig. 10.8. Curenţii de aer din jurul turbinei eoliene

Energia extrasă din volumul de aer Va a secţiunii transversale A1 şi viteza fluxului de energie v1 aflată la depărtare de turbina eoliană care funcţionează în amonte, rezultatul este o reducere în aval a fluxului de viteza v3 căruia îi corespunde aria suprafeţei transversale A3, aşa cum poate fi observat în expresia de mai jos:

)(2

23

21 vvVW aV −=

ρ (10.4)

unde: ρ reprezintă densitatea aerului [kg/m3]. Puterea PW se obţine astfel:

dt

vvVd

dtdWP

aV

V

))(2

( 23

21 −

==

ρ

(10.5)

Fluxul de aer din interiorul rotorului (A2 = A):

2Avdt

dVa = (10.6)

iar în regim cvasi-staţionar, expresia puterii devine:

223

21 )(

2vvvAPV −=

ρ (10.7)

unde: 13

12

3132

vv

vv

=

= (10.8)

Înlocuind ec. (10.8) în ec. (10.7), puterea maximă extrasă de la o turbina eoliană devine:

31227

16 AvPVρ⋅= (10.9)

Raportul de putere PV absorbit de turbina eoliană de la vânt este:

310 2

AvP ρ= (10.10)

La viteza constantă a vântului, se defineşte coeficientul de putere Cp:

0P

PC Vp = (10.11)


HIDROEOL

RST


care are valoarea maximă: 5926.02716

max, ==pC (10.12)

10.2.2 Analiza matematică a modelului aerodinamic

Relaţia dintre viteza vântului şi puterea aerodinamică poate fi descrisă cu ajutorul ecuaţiei următoare:

),(21 32 βλρπ peqV CvRP = (10.13)

Cuplul aerodinamic poate fi exprimat astfel:

λβλρπ /),(21 23

peqV CvRT = (10.14)

unde:

- PV: puterea aerodinamica extrasa de la vânt, [W];

- TV: cuplul aerodinamic extras de la vânt, [Nm];

- ρ : densitatea aerului, [kg/m3];

- R: diametrul rotorului, [m];

- veq: viteza vântului echivalenta, [m/s];

- β : unghiul de înclinare al rotorului, [grade];

- eq

WTR

vR⋅

=ωλ : raport al variaţiei de viteză (de transmitere);

- WTRω : viteza rotorică, [rad/s];

- Cp: coeficientul de putere.

Coeficienţii 1c - 6c au valori diferite în funcţie de tipurile de turbine eoliene. Pentru obţinerea unei caracteristici corecte pentru coeficientul de putere Cp, pentru turbina eoliană (3kW) utilizată în acest proiect, valorile pentru 1c - 6c sunt propuse a fi:

,5,0,4.0,116,22.0 54321 ===== ccccc şi 5.126 =c . Deoarece 04 =c , coeficientul x se neglijează. Prin aproximaţii numerice, s-a ajuns la formula de calcul pentru Cp, prezentată în rândurile următoare:

ic

x

ip ecccccC λββ

λβλ

1

54321

6

)1(),(−

−−−= (10.15)


HIDROEOL

RST


ieCi

pλβ

λβλ

5.12

)54.0116(22.0),(−

−−=

cu

1035.0

08.01

1

3 +−

+

=

ββλ

λi (10.16)

Rezultatul caracteristicii coeficientului de putere (Cp) în funcţie de raportul variaţiei

vitezei (λ ), pentru diferite valori a unghiului de înclinaţie a rotorului (β ), este prezentat în Fig. 1.10. Valoarea nominal[ a vitezei vântului este de 8 [m/s] iar densitatea aerului

2.1=ρ [kg/m3]. Pentru aceşti doi parametrii, puterea optimă se obţine pentru 0=β , unde 48.0max =pC . Tinând cont de [2.5], valoarea maxima a lui 593.0=pC , dar din cauza

pierderilor aerodinamice care diferă în funcţie de construcţia rotorului, valoarea obţinută în practica pentru Cp este mai mică, cuprină între 0.3÷0.4 pentru turbinele eoliene cu trei pale.

nomλ

λ

00=β

05=β010=β

015=β020=β

Fig. 10.9. Caracteristica Cp=f(λ ) pentru diferite valori a lui β

Structura modelului aerodinamic din Matlab este descrisă în figura de mai jos:

β

wtrω

eqvλ

iλpC

WP

÷ WT

Fig. 10.10. Schema bloc din Matlab a modelului aerodinamic


HIDROEOL

RST


10.3. Modelul sistemului de acţionare

Legătura mecanică între palele turbinei şi generator se realizează cu ajutorul unui arbore. Cu toate acestea, viteza de rotaţie a palelor de obicei este scăzută când se realizează conectarea directă cu generatorul. În acest caz, va fi nevoie de folosirea unui generator cu număr mare de poli care însă va duce la creşterea complexităţii sistemului. Pentru evitarea acestui lucru sunt utilizate un multiplicator de viteza şi doi arbori (primar şi secundar). Această conexiune, este descrisă în figura de mai jos:

vânt multiplicator de

viteză

generatorlsΩ hsΩ

arbore lent arbore rapid

Fig. 10.11. Legătura mecanică dintre pale şi generator

Arborele primar aflat între pale şi multiplicator, se mai numeşte şi arbore lent ( lsΩ ), deoarece el se roteşte cu viteze de ordinul a 20 - 40 rot/min. Prin intermediul multiplicatorului, el transmite mişcarea arborelui secundar. Arborele secundar numit şi arbore rapid ( hsΩ ), este echipat cu o frână mecanică, care limitează viteza de rotaţie în cazul unui vânt violent.

aT lsThsT

emT

genωwtrω

wtrJ

genJsk

D

Fig. 10.12. Modelul sistemului de acţionare

Arborele lent din figura 10.12, este caracterizat de doi coeficienţi: factorul de amortizare (D) şi factorul de rigiditate (ks), arbore care în mod normal se deformează la acţiunea vitezei şi a greutăţii. Arborele care se roteşte cu viteza mare e considerat nedeformat. Întregul sistem este descris printr-un set de ecuaţii diferenţiale după cum urmează:

lsawtrwtr TTJ −=•

ω (10.17) unde:

- wtrJ : momentul de inerţie rotoric, [kgm2];

- wtrω : viteza de rotaţie rotorică, [rad/s];

- aT : cuplul aerodinamic, [Nm];


HIDROEOL

RST


- lsT : cuplul arborelui lent, [Nm].

În ecuaţia de mai sus, rotorul este antrenat de cuplul aerodinamic (Ta), frânat de cuplul arborelui lent (Tls), care poate fi definit astfel:

)()( lswtrlswtrsls DkT ωωθθ −+−= (10.18)

unde: - wtrθ : poziţia unghiulara a rotorului turbinei eoliene;

- lsθ : poziţia unghiulara a arborelui lent;

- wtrω : viteza de rotaţie rotorică, [rad/s];

- lsω : viteza de rotaţie a arborelui primar (lent), [rad/s];

- D : factor de amortizare, [Nmsec/rad];

- sk : cuplul arborelui lent, [Nm/rad].

Cuplul arborelui rapid pune în mişcare generatorul care este încetinit cu ajutorul cuplului electromagnetic [2.6] :

emhsgengen TTJ −=•

ω (10.19) unde:

- genJ : momentul de inerţie al generatorului eolian, [kgm2];

- genω : viteza de rotaţie a generatorului, [rad/s];

- hsT : cuplul arborelui secundar (rapid), [Nm];

- emT : cuplul electromagnetic, [Nm].

Modelul sistemului de acţionare utilizat conţine şi multiplicator de viteză, având raportul de multiplicare ( geark ):

ls

hs

hs

lsgear T

Tkωω

== (10.20)

Ecuaţia (2.19) poate fi transferata în partea de turaţie scăzută, astfel:

emgearlsgengengear TkTJk −=•

ω2)( (10.21)


HIDROEOL

RST


10.3.1. Analiza matematică Turbina eoliană propusa pentru modelare este un model de mică putere (3kW), ceea ce înseamnă ca momentule de inerţie ale arborelui rotoric şi cel al generatorului sunt scăzute. Figura de mai jos prezintă schematic analiza matematică a modelului sistemului de acţionare [2.6].

wtrω

genω

genT

wtrT

Fig. 10.13. Schema echivalentă a sistemului de acţionare

În regim dinamic, modelul sistemului de acţionare, luând în considerare numai momentul de inerţie al multiplicatorului de viteză, se poate exprima cu ecuaţia de mai jos:

dt

dJ

kJT

kT gen

gengear

wtrgen

gear

wtr ω⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=− 22

(10.22)

Pentru simulări, în general valoarea coeficientului se considera 1=geark . Astfel, mecanismul de transmisie mecanic se realizează direct de la pale la generator cu ajutorul unui singur arbore. Schema bloc se prezintă în figura de mai jos:

∫genT

paleTgenω

Fig. 10.14. Schema bloc de modelare a arborelui mecanic

10.4. Modelarea matematică a generatorului sincron Maşina sincronă trifazată este cea mai importantă maşină electrică generatoare, în stadiul actual al tehnicii constituind tipul exclusiv folosit în centralele electrice de mare putere (peste 5 MVA) ale sistemelor electroenergetice. Este utilizată de asemenea ca motor sincron şi ca


HIDROEOL

RST


generator de putere reactivă (compensator sincron). În regimul de generator maşina transformă puterea mecanică primită pe la arbore de la un motor primar (turbină cu aburi, turbină hidraulică, motor Diesel etc.) în putere electrică, debitată într-o reţea de curent alternativ. Avantajul major al GS faţă de cel asincron îl reprezintă faptul că tensiunea la bornele sale poate fi controlată prin modificarea curentului de excitaţie, putând fi astfel integrat în cadrul sistemelor autonome de energie. Cuplajul rigid dintre rotor şi stator face ca GS să fie utilizat cu preponderenţă în combinaţie cu o sursă primară stabilă, cum ar fi o microhidrocentrală sau un motor Diesel. Utilizarea GS în cadrul turbinelor eoliene conectate direct la reţea aduce numeroase probleme de stabilitate, din cauza naturii turbulente a vântului [2.7]. În cazul studiat în aceasta lucrare GS este conectat la o MHC, fiind de altfel şi generatorul care controlează tensiunea MR. Caracteristic maşinilor sincrone este prezenţa înfăşurării de excitaţie care, prin trecerea unui curent continuu prin ea produce un câmp magnetic fix solidar cu rotorul. Înfăşurarea statorică a maşinii sincrone coincide în general cu cea a maşinii asincrone. Tipurile de maşini sincrone pentru diferite destinaţii şi puteri se deosebesc în primul rând prin diferenţa care apare la construcţia rotorului, care poate fi cu poli aparenţi sau cu poli înecaţi. La maşina cu rotor cu poli înecaţi întrefierul este constant, în timp ce la maşina cu poli aparenţi între axele centrale ale polilor întrefierul este mai mic, iar între poli este mai mare. În lucrarea de faţă se va utiliza un GS cu poli aparenţi, caracteristic în general centralelor hidro, de turaţie mai joasă. 10.4.1. Ecuaţiile generale şi diagrama de fazori ale GS Funcţionarea maşinii sincrone este caracterizată de prezenţa a trei fluxuri magnetice [2.8, 2.9, 2.10]: fluxul magnetic inductor 0Ψ produs de înfăşurarea de excitaţie, fluxul magnetic de reacţie a indusului (statorului) aΨ , respectiv fluxul magnetic de dispersie al înfăşurărilor statorice σΨ . Prin compunerea vectorială a primelor două, rezultă fluxul magnetic învârtitor din întrefierul maşinii:

aΨ+Ψ=Ψ 0 (10.23)

Aceste fluxuri vor induce în înfăşurările statorice t.e.m. 0eu (în complex 0eU ), respectiv eau (în complex eaU ). Se defineşte reactanţa ciclică utilă de reacţie a indusului astfel:

i

L aa

ψ=

(10.24)

iar t.e.m. eau este dată de relaţia: dtdiLu aea ⋅−= , sau în complex IXjU aea ⋅⋅−= , unde

aa LX ω= s-a notat reactanţa de reacţie a indusului.


HIDROEOL

RST


Tensiunea internă generată este direct proporţională cu fluxul magnetic 0Ψ şi cu turaţia rotorului, în timp ce fluxul magnetic depinde de curentul care circulă prin înfăşurarea de excitaţie, )(00 fiΨ=Ψ . Fluxul magnetic de scăpări este determinat de liniile de câmp magnetic care nu se închid radial prin întrefier, ci în imediata apropiere a înfăşurărilor indusului (transversal prin crestăturile de la dinte la dinte sau în jurul capetelor de bobină) şi se formează fluxul magnetic de dispersie al înfăşurării:

iL ⋅=Ψ σσ

(10.25)

unde σL este inductivitatea de dispersie (cu un ordin de mărime mai mic decât aL ).

Fluxul de dispersie induce în înfăşurarea indusului o t.e.m. dtdiLue ⋅−= σσ sau în complex

IXjU e ⋅⋅−= σσ unde σσ ω LX ⋅= este reactanţa de dispersie. Deci, în circuitul fazei de referinţă se induc t.e.m. eae UU ,0 şi σeU . Dacă Rs este rezistenţa unei înfăşurării statorice, I - curentul, U - tensiunea la bornele fazei, atunci rezultă ecuaţia de tensiuni a generatorului sincron:

IRUUUU eeae ⋅+=++ σ0 (10.26)

sau IXjXjRUU ase ⋅⋅+⋅++= σ )(0 (10.27)

Se obţine astfel pentru generatorul sincron, diagrama fazorială din Fig. 10.15. Suma

celor două reactanţe se numeşte reactanţă sincronă a maşinii: σXXX as += (10.28)

Unghiul θ dintre fazorul U şi 0eU se numeşte unghiul intern al maşinii sincrone.


HIDROEOL

RST


I

IRs ⋅

UIXj ⋅⋅ σ

IXj a ⋅⋅

0eU

'eU

ϕθ

'θ

Fig. 10.15. Diagrama de fazori a generatorului sincron

Conform ecuaţiilor (10.27), (10.28) şi diagramei din Fig. 10.15 se stabileşte uşor schema echivalentă a generatorului sincron în regim permanent, prezentată în din Fig. 10.16. Circuitul de excitaţie este caracterizat de un circuit format dintr-o rezistenţă Rf în serie cu o inductivitate Lf, la bornele căruia se aplică o tensiune de c.c. Uf.

Fig. 10.16. Schema echivalentă generală a generatorului sincron

în regim permanent simetric 10.4.2 Generatorul sincron cu poli aparenţi În rândurile de mai sus s-a realizat o tratare generică a generatorului sincron, fără să se ţină seama de influenţa caracteristicilor geometrice ale rotorului. Ecuaţiile prezentate precum şi diagrama de fazori pot fi utilizate cu succes în cazul generatoarelor cu rotorul cilindric, care este simetric în toate direcţiile. Rezumând, în componenţa schemei echivalente a generatorului sincron intră patru elemente, după cum urmează:

Tensiunea internă, Ue0; Tensiunea de reacţie a indusului, Uea; Inductanţa de scăpări a înfăşurărilor statorice, σL ; Rezistenţa înfăşurărilor statorice, Rs.

Primul, al treilea şi al patrulea element nu depind de tipul maşinii sincrone, în schimb reacţia indusului este diferită la generatorul cu poli aparenţi faţă de cel cu poli înecaţi. Aceasta diferenţă provine din efectul dat, în cazul generatorului cu poli aparenţi, de anizotropia magnetică a rotorului faţă de axele perpendiculare d şi q solidare cu acesta. Acest lucru


HIDROEOL

RST


conduce la o reluctanţă magnetică pe axa d mai mică decât reluctanţa magnetică pe axa q, aşadar fluxul magnetic pe axa d va fi mai mare decât cel de pe axa q, comparativ cu cazul maşinii cu rotor cilindric, aşa cum se prezintă în Fig. 10.17 [2.8]. Ca urmare tensiunea statorică de reacţie se poate descompune în două componente după cele doua axe, iar tensiunea la bornele generatorului va fi egală cu:

aqade UUUU −−= 0 (10.29) unde Uad este componenta tensiunii de reacţie a indusului în direcţia axei d, iar Uaq reprezintă componenta tensiunii de reacţie a indusului în direcţia axei q. Tensiunile pot fi exprimate în funcţie de reactanţele de reacţie medii utile pe cele două axe:

dadad IjXU −= (10.30)

qaqaq IjXU −= (10.31) unde Id şi Iq sunt componentele după cele două axe, d respectiv q ale curentului de sarcina, I.

Fig. 10.17. Fluxurile magnetice în generatorul sincron cu poli aparenţi

În continuare se pot include reactanţa de scăpări ( σX ) şi rezistenţa înfăşurării statorice ( sR ). Reactanţa σX fiind independentă de poziţia rotorului se poate adăuga la reactanţele de reacţie, rezultând reactanţele sincrone ale generatorului (reactanţa directă şi în cuadratură), astfel:

σ+= XXX add (10.32)

σ+= XXX aqq (10.33)

În final rezultă expresia tensiunii la bornele generatorului cu poli aparenţi:


HIDROEOL

RST


IRIjXIjXUU sqqdde −−−= 0 (10.34)

Fig. 10.18 prezintă diagrama de fazori a generatorului sincron cu poli aparenţi pentru sarcină rezistiv – inductivă. Ca origine de fază s-a considerat tensiunea la bornele generatorului U, curentul de sarcină I fiind defazat în urma tensiunii cu un unghi φ.

Fig. 10.18. Diagrama de fazori a generatorului sincron cu poli aparenţi

10.4.3 Puterea şi cuplul generatorului sincron cu poli aparenţi La funcţionarea maşinii sincrone în regim de generator puterea mecanică furnizată de motorul primar (turbină) este transformată în energie electrică cu un anumit randament subunitar. Diferenţa dintre puterea mecanică de la arbore şi puterea electrică reprezintă pierderi de natură mecanică, magnetică şi electrică. O relaţie simplă pentru exprimarea puterii active a generatorului sincron trifazat se poate obţine neglijând efectul rezistenţei statorice, dat fiind faptul că în general ss XR << :

s

e

XUUP θ

=sin3 0 (10.35)

Relaţia (10.35) arată faptul că puterea produsă de generatorul sincron depinde de unghiul intern θ dintre tensiunea electromotoare internă 0eU şi tensiunea la bornele generatorului U. Puterea maximă se obţine pentru valoarea unghiului intern 2/π=θ . Peste această valoare generatorul sincron iese din sincronism şi intră în zona de funcţionare instabilă. În practică generatoarele nu ajung în apropierea acestei limite, uzual unghiul intern la sarcină nominală fiind în jur de 15...20 o [2.8]. În cazul generatorului sincron cu poli aparenţi puterea electrică este dată de suma a două componente, după axa d şi după axa q, conform diagramei de fazori din Fig. 10.19. Astfel, puterea poate fi scrisă în următoarea formă:

θ+θ=+= cos3sin3 qdqd UIUIPPP (10.36)


HIDROEOL

RST


φU

I A

jXdI d

jXqI q

U e0

I d

I qθ

θd d

Fig. 10.19. Determinarea puterii active în generatorul sincron cu poli aparenţi

Din Fig. 10.19 curentul direct şi în cuadratură sunt:

d

ed X

UUI θ−=

cos0 (10.37)

q

q XUI θ

=sin (10.38)

Înlocuind relaţiile (10.37) şi (10.38) în (10.36) rezultă expresia puterii:

( )θ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −+θ= 2sin

23sin3 0

qd

qd

d

e

XXXXU

XUUP (10.39)

Primul termen reprezintă puterea sincronă ca în cazul generatorului cu rotor cilindric, fiind echivalentă cu expresia (10.35), în timp ce al doilea termen reprezintă puterea dată de cuplul de reluctanţă variabilă datorat nesimetriei rotorului de-a lungul celor doua axe d şi q. Fig. 10.20 prezintă cele două componente ale puterii sincrone în funcţie de unghiul intern. Astfel, în condiţii identice de excitaţie, puterea sincronizată a maşinii cu poli aparenţi este mai mare decât a maşinii cu poli înecaţi. Prin urmare la condiţii de excitaţie identice stabilitatea statică este mai bună [10.11].

-90o 90o 180o

PdP

Pq

θ

P

-180o

Fig. 10.20. Puterea sincronă funcţie de unghiul intern

in cazul generatorului cu poli aparenţi


HIDROEOL

RST


10.4.4. Modelul bifazat al generatorului sincron Pentru simularea sistemului s-a utilizat modelul bifazat al maşinii sincrone cu poli aparenţi şi o înfăşurare de amortizare. Modelul se bazează pe ecuaţiile în mărimi instantanee. În cazul maşinii sincrone orientarea axelor de coordonate bifazate d, q este naturală şi dictată de configuraţia geometrică a maşinii şi implicit de orientarea câmpului magnetic rotoric, 0Φ . Fazele statorului sunt reprezentate prin trei înfăşurări distribuite sinusoidal la periferia statorului şi deplasate între ele cu 0120 . Modelul rotorului conţine o înfăşurare de excitaţie (fd), o înfăşurare de amortizare după aceeaşi axă ca şi înfăşurarea de excitaţie (kd) şi o înfăşurare de amortizare după o axă perpendiculară cu axa înfăşurării de excitaţie (kq), conform Fig. 10.21. Înfăşurările de amortizare sunt în scurtcircuit. Înfăşurarea rotorică este parcursă de curentul de excitaţie ifd, iar înfăşurarea de amortizare a fost divizată după axa d, parcursă de curentul ikd, respectiv după axa q, parcursă de curentul ikq. Datorită nesimetriei constructive a circuitului magnetic, inductivităţile maşinii sincrone sunt dependente de poziţia rotorului. În modelul utilizat sunt aplicate transformările Park asupra variabilelor statorice (tensiuni, curenţi, fluxuri), rezultând astfel variabile asociate unor înfăşurări fictive care se rotesc solidar cu rotorul. Aceste schimbări de variabile au efectul că se elimină dependenţa inductanţelor de poziţia unghiulară a rotorului [2.11, 2.12].

q

d ωr

a

bc

fdkd

kq

θr

Fig. 10.21. Sistemul de referinţă d-q rotoric si înfăşurările generatorului sincron

Variabilele trifazate ale statorului pot fi transformate într-un sistem de referinţă bifazat dq care se roteşte cu o viteză unghiulară ωr, cu următoarele relaţii [10.13]:

[ ] [ ] [ ]abcqd fAf ⋅=0 (10.40) în care f reprezintă o mărime electrică (tensiune, curent, flux); [A] reprezintă matricea de transformare.


HIDROEOL

RST


[ ] [ ]Tdqqd ffff 00 = (10.41)

[ ] [ ]Tcbaabc ffff = (10.42) Elementele componente ale matricei de transformare se obţin prin proiecţia mărimilor trifazate pe cele două axe ale sistemului bifazat:

[ ]( ) ( )( ) ( )

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

π+θπ−θθπ+θπ−θθ

=

21

21

21

3/2sin3/2sinsin3/2cos3/2coscos

32

rrr

rrr

A (10.43)

Indicii a, b, c, corespund sistemului trifazat staţionar, în timp ce indicii d, q definesc sistemul bifazat, axa directă şi axa în cuadratură, iar indicele 0 corespunde componentei homopolare care este independentă de poziţia rotorului. Pe baza acestor transformări se pot scrie ecuaţiile generatorului sincron cu poli aparenţi în sistem bifazat rotoric, cu mărimile raportate la stator. Ecuaţiile de tensiuni statorice:

sqrsd

sdssd dtd

iRu Ψ⋅ω−Ψ

+⋅= (10.44)

sdrsq

sqssq dtd

iRu Ψ⋅ω+Ψ

+⋅= (10.45)

dt

diRu ssss

000

Ψ+⋅= (10.46)

Ecuaţiile de tensiuni ale înfăşurărilor de excitaţie şi amortizare:

dt

diRu fd

fdfdfd

'''' Ψ+⋅= (10.47)

dt

diR kdkdkd

'''0 Ψ+⋅= (10.48)

dt

diR kqkqkq

'''0

Ψ+⋅= (10.49)

Ecuaţiile fluxurilor statorice şi rotorice:

)( ''kdfdmdsdsdsd iiLiL +⋅+⋅=Ψ (10.50)


HIDROEOL

RST


'kqmqsqsqsq iLiL ⋅+⋅=Ψ (10.51)

000 sss iL ⋅=Ψ (10.52)

)( ''''

kdsdmdfdfdfd iiLiL +⋅+⋅=Ψ (10.53)

)( ''''fdsdmdkdkdkd iiLiL +⋅+⋅=Ψ (10.54)

sqmqkqkqkq iLiL ⋅+⋅=Ψ ''' (10.55) în care: − sqsd uu , sunt componentele tensiunii statorice după axele d şi q; − sqsd ii , sunt componentele curentului statoric după axele d şi q; − 0si este componenta homopolară a curentului statoric; − '

fdu , 'fqu sunt componentele tensiunii înfăşurării de excitaţie, raportată la stator după

axele d şi q; − '

kdu , 'kqu sunt componentele tensiunii înfăşurării de amortizare raportată la stator după

axele d şi q; − sqsd ΨΨ , sunt componentele fluxului statoric după axele d şi q; − ,0sΨ reprezintă fluxul produs de componenta homopolară a curentului; − '

fdΨ , 'fqΨ sunt componentele fluxului de excitaţie raportate la stator, după axele d şi q ;

− '' , kqkd ΨΨ sunt componentele fluxului înfăşurării de amortizare, raportate la stator. − mqmd LL , sunt inductanţele mutuale trifazate din axele d şi q. − sqsd LL , sunt inductanţele proprii statorice; − kqkd LL , sunt inductanţele proprii ale înfăşurărilor de amortizare; − fdL este inductanţa proprie a înfăşurării de excitaţie după axa d. Ecuaţiilor de tensiuni şi fluxuri li se adaugă ecuaţia cuplului electromagnetic în maşina sincronă:

( )sdsqsqsde iipT ⋅Ψ−⋅Ψ=23 (10.56)

unde p reprezintă numărul de perechi de poli ai maşinii.

Înlocuind componentele fluxurilor cu relaţiile (10.50) şi (10.51), rezultă:

( ) ( )[ ]sdkqmqsqkdmdsqsdmqmdsqfdmde iiLiiLiiLLiiLpT '''

23

−+⋅−+= (10.57)

Din această relaţie rezultă că în maşina sincronă cu poli aparenţi şi înfăşurări de amortizare cuplul electromagnetic este format din trei componente, şi anume:


HIDROEOL

RST


cuplul sincron (principal) )(23 '

sqfdmd iiLp dat de produsul dintre fluxul principal de

excitaţie, 'fdmd iL şi componenta activă a curentului statoric sqi ;

cuplul de reluctanţă variabilă ( )[ ]sqsdmqmd iiLLp ⋅−23 datorat nesimetriei magnetice

a rotorului cu poli aparenţi;

cuplul asincron ( )[ ]sdkqmqsqkdmd iiLiiLp ''

23

− dat de înfăşurarea de amortizare.

Sistemul mecanic al generatorului poate fi descris de următoarea ecuaţie de mişcare:

( )memr TT

Hdtd

−=ω

21 (10.58)

p

rmr

ω=ω (10.59)

în care:

mrω reprezintă viteza unghiulară mecanică a rotorului; H reprezintă constanta de inerţie mecanică a generatorului; Te şi Tm reprezintă cuplul electromagnetic respectiv mecanic la arborele generatorului;

Pe baza ecuaţiilor prezentate se poate construi schema echivalentă în sistem bifazat dq a maşinii sincrone cu poli aparenţi, prezentată în Fig. 10.22. Aceasta stă la baza modelului utilizat pentru simularea sistemului în Matlab/Simulink. Pentru a lua în considerare saturaţia circuitului magnetic, se utilizează curba de magnetizare a generatorului la funcţionare în gol ( )fde ifU =0 prezentată în Anexa C.

(a)


HIDROEOL

RST


(b)

(c) Fig. 10.22. Schema echivalentă în dq a maşinii sincrone

(a) axa d; (b) axa q; (c) axa 0. 10.4.5. Modelul maşinii sincrone utilizat pentru simulare Modelul maşinii sincrone utilizat pentru simularea sistemului este format dintr-o bucla de program în care se măsoară tensiunea de la bornele generatorului şi se calculează curenţii pe fiecare fază, după cum se prezintă schematic în Fig. 10.23. Modelul electric se bazează pe relaţiile (10.44) - (10.52). De asemenea, se consideră şi modelul mecanic al maşinii, în care cuplul electromagnetic este calculat în cadrul modelului electric al maşinii, iar cuplul mecanic reprezintă o mărime de intrare, fiind negativ pentru funcţionarea în regim de generator. Tensiunea de excitaţie reprezintă mărime de intrare pentru modelul electric.

Fig. 10.23. Modelul maşinii sincrone

10.5 Modelarea matematica a generatorului asincron


HIDROEOL

RST


Maşina asincronă a fost utilizată la început exclusiv ca motor electric, însă în anul 1930 a fost descoperită posibilitatea utilizării acesteia ca generator electric. Generatorul asincron prezintă numeroase avantaje faţă de cel sincron şi este tot mai des întâlnit în sistemele de producere a energiei electrice cu surse regenerabile. Printre acestea se numără: preţul redus, robusteţe, lipsa periilor în cazul maşinii asincrone în scurtcircuit, gabarit redus, mentenanţă redusă, nu necesită sincronizare în cazul conectării la reţea [2.14]. Utilizarea unui generator asincron în locul unuia sincron poate reduce costurile totale cu până la 5 – 10 % [2.15]. Principalele neajunsuri ale GA constau în necesitatea unei surse de putere reactivă şi posibilitatea redusă de reglare a tensiunii la bornele sale. Aceste dezavantaje au făcut ca mult timp GA să fie utilizat cu greu în cadrul sistemelor autonome de producere a energiei electrice. Dezvoltarea electronicii de putere însă, a condus la posibilitatea de a controla mult mai fidel tensiunea la bornele GA prin crearea unor dispozitive statice de producere a puterii reactive. În cadrul sistemului studiat în această lucrare, GA este conectat la bornele unui generator sincron (GS), care reglează tensiunea ambelor generatoare prin modificarea puterii reactive. Cea mai mare parte a puterii reactive necesare GA este furnizată de o baterie de condensatoare conectată la bornele acestuia. În continuare se va face referire numai la maşina asincronă cu rotor în scurtcircuit. 10.5.1. Ecuaţiile, diagrama de fazori şi schema echivalentă Se consideră schema echivalentă în T a maşinii asincrone cu rotor în scurtcircuit (Ur = 0), cu mărimile rotorice raportate la stator, prezentată în Fig. 10.24. Aceasta are la bază ecuaţiile de tensiune pentru o fază statorică şi o fază rotorică [2.8], [2.16], [2.17]:

esssss UIjXIRU −+= σ (10.60)

''''

0 rrrr

e IjXIs

RU σ−−= (10.60)

în care: Us reprezintă tensiunea complexă de alimentare a unei faze statorice; Ue reprezintă tensiunea electromotoare complexă într-o fază statorică; Is reprezintă curentul complex dintr-o fază statorică;

Ir’ reprezintă curentul complex dintr-o fază rotorică, raportat la stator; Rs reprezintă rezistenţa înfăşurării statorice; Rr’ reprezintă rezistenţa înfăşurării rotorice, raportată la stator; Rm reprezintă rezistenţa de pierderi în circuitul magnetic al maşinii; Xσs reprezintă reactanţa de dispersie a unei faze statorice;

Xσr’ reprezintă reactanţa de dispersie a unei faze rotorice, raportată la stator; Xm reprezintă reactanţa de magnetizare.

Cantitatea s

sRr−1' din schema în T reprezintă rezistenţa echivalentă a puterii electrice

care se transformă în putere mecanică, sau invers în cazul funcţionarii în regim de generator


HIDROEOL

RST


când s < 0. Conform ecuaţiilor de tensiune s-a trasat diagrama de fazori a maşinii asincrone funcţionând în regim de generator, prezentată în Fig. 10.25. Generatorul asincron absoarbe putere reactivă de la reţea (Qs > 0) la fel ca în regim de motor şi injectează putere activă în reţea (Ps < 0).

Fig. 10.24. Schema echivalentă în T a maşinii asincrone

Fig. 10.25. Diagrama de fazori a generatorului asincron

10.5.2.Funcţionarea generatorului asincron conectat la reţea Conform celor prezentate anterior, pentru alunecare negativă (s < 0) puterea electromagnetică este transferată dinspre rotor spre stator, şi mai departe către reţea cu randamentul corespunzător transformărilor. Generatorul este antrenat la o turaţie mai mare decât turaţia de sincronism (n > n1), iar cuplul electromagnetic (Tem) respectiv puterea electromagnetică (Pem) vor fi negative. Fig. 10.26 prezintă modul de conectare a generatorului asincron la reţeaua considerată. Motorul primar poate fi o turbină eoliană, o turbină hidro, un motor Diesel, etc.. În cazul de faţă generatorul asincron este antrenat de o turbină eoliană.

Fig. 10.26. Generator asincron funcţionând pe reţea

În schema studiată în această lucrare generatorul asincron se conectează în paralel cu generatorul sincron de putere mai mare, iar tensiunea şi frecvenţa sunt menţinute constante printr-un control adecvat al MR. Dacă maşina asincronă este conectată la o reţea rigidă de


HIDROEOL

RST


putere infinită, frecvenţa şi tensiunea sunt dictate de aceasta. În cazul de faţă, generatorul asincron se conectează la o „reţea slabă” influenţând în mod direct stabilitatea acesteia. Pentru a calcula performanţele generatorului, se consideră schema echivalentă a maşinii asincrone din Fig. 10.27, pe baza căreia se poate determina rezistenţa (Re) şi reactanţa (Xe) echivalente văzute dinspre reţea, în funcţie de alunecare (s) după cum se prezintă în Fig. 10.27 [2.18].

Fig. 10.27. Rezistenţa (Re) şi reactanţa (Xe) echivalente ale

maşinii asincrone în funcţie de alunecare

Reactanţa echivalentă este pozitivă (inductivă) pentru orice valoare a alunecării, adică maşina asincronă cu rotor în scurtcircuit absoarbe putere reactivă în orice regim de funcţionare. De asemenea, între 1ogss = şi 2ogss = rezistenţa echivalentă Re este negativă, adică maşina asincronă funcţionează în regim de generator şi furnizează putere activă în reţea. Pentru

2ogss > maşina asincronă rămâne în regim de generator dar toată puterea produsă este disipată în interiorul rotorului său sub formă de căldură. 10.5.3. Modelul bifazat al generatorului asincron Pentru simularea generatorului asincron s-a utilizat modelul bifazat al maşinii asincrone cu rotor în scurtcircuit. Modelul se bazează pe ecuaţiile în mărimi instantanee ale generatorului. Modelul bifazat se obţine prin proiectarea mărimilor implicate din sistemele trifazate rotoric şi statoric într-un sistem bifazat dq. Fig. 10.28 prezintă configuraţia geometrică a sistemelor trifazate statoric (as,bs,cs) şi rotoric (ar,br,cr), precum şi un sistem bifazat dq ales arbitrar. Orientarea axelor de coordonate bifazate d, q se poate face după mai multe sisteme de referinţă, astfel:

sistemul de referinţă statoric; sistemul de referinţă rotoric; sistemul de referinţă sincron cu fluxul magnetic învârtitor.

Alegerea sistemului de referinţă afectează viteza de simulare a modelului şi în unele cazuri poate afecta şi acurateţea rezultatelor [2.19]. În [2.13] se sugerează utilizarea sistemului de

generator motor frână

Re Xe

s 1 0 sog1

sog2


HIDROEOL

RST


referinţă statoric dacă tensiunea statorică este nesimetrică sau discontinuă, sau sistemul sincron dacă toate tensiunile sunt simetrice. Alte transformări de coordonate sunt utilizate în funcţie de avantajele specifice pe care le oferă pentru aplicaţie.

Fig. 10.28. Înfăşurările generatorului asincron şi sistemul de referinţă dq arbitrar

Sistemul de mărimi (tensiuni şi curenţi) bifazate se pot obţine deci direct din sistemul de mărimi trifazate. Relaţiile matematice care exprimă legătura dintre cele două sisteme descriu cantitativ dependenţele dintre sistemul trifazat abc şi cel bifazat ortogonal dq. Cunoscând mărimile fa, fb, fc (tensiuni, curenţi, sau fluxuri) corespunzătoare sistemului trifazat, se pot calcula componentele sistemului bifazat fd şi fq, conform relaţiilor de transformare (10.40) – (10.43). Matricea de transformare din rel (10.43) este:

[ ]( ) ( )( ) ( )

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

π+θπ−θθπ+θπ−θθ

=

21

21

21

3/2sin3/2sinsin3/2cos3/2coscos

32A (10.61)

Componenta homopolară este zero în cazul generatorului cu trei borne, cum este cazul de faţă. Unghiul θ = ωt defineşte poziţia sistemului bifazat dq în raport cu sistemul staţionar asbscs. Pe baza acestor transformări se pot scrie ecuaţiile generale ale maşinii asincrone cu rotor în scurtcircuit în sistem bifazat arbitrar dq, cu toate mărimile raportate la stator. Ecuaţiile de tensiuni statorice:


HIDROEOL

RST


sqsd

sssd dtd

iRu Ψω−Ψ

+= (10.61)

sdsq

sssq dtd

iRu Ψω+Ψ

+= (10.62)

în care: ω reprezintă viteza unghiulară a sistemului bifazat dq; Ecuaţiile de tensiuni rotorice (cu mărimile raportate la stator):

( ) ''

''0 rqrrd

rdr dtd

iR Ψω−ω+Ψ

+= (10.63)

( ) ''

''0 rdrrq

rqr dtd

iR Ψω−ω−Ψ

+= (10.64)

în care: ωr reprezintă viteza unghiulară electrică a sistemului rotoric;

Fluxurile statorice: '

rdmsdssd iLiL +=Ψ (10.65)

'rqmsqssq iLiL +=Ψ (10.66)

Fluxurile rotorice (cu mărimile raportate la stator):

sdmrdrrd iLiL +=Ψ ''' (10.67)

sqmrqrrq iLiL +=Ψ ''' (10.68)

Inductivităţile totale statorice şi rotorice (raportate la stator):

mss LLL += σ (10.69)

mrr LLL += σ

'' (10.70)

Pentru a lua în considerare saturaţia circuitului magnetic, se consideră că inductanţa de magnetizare Lm se modifică în funcţie de curentul de magnetizare, im definit de următoarea relaţie:

( ) ( )2'2'22sdrdsqrqmqmdm iiiiiii +++=+= (10.71)

Relaţia dintre inductanţa de magnetizare şi curentul de magnetizare se poate determina din încercarea de funcţionare în gol ideal la turaţia de sincronism, şi poate fi aproximată prin interpolarea cu o funcţie polinomială a datelor obţinute experimental.


HIDROEOL

RST


Ecuaţiilor de tensiuni şi fluxuri li se adaugă ecuaţia cuplului electromagnetic în maşina asincronă:

( )sdsqsqsde iipT ⋅Ψ−⋅Ψ=23 (10.72)

sau cu mărimi rotorice:

( )rqrdrdrqe iipT ⋅Ψ−⋅Ψ=23 (10.73)

unde p reprezintă numărul de perechi de poli. Sistemul mecanic al maşinii poate fi descris de ecuaţia de mişcare:

( )memr TT

Hdtd

−=ω

21 (10.74)

p

rmr

ω=ω (10.75)

în care:

mrω reprezintă viteza unghiulară mecanică a rotorului; H reprezintă constanta de inerţie mecanică a generatorului; Te şi Tm reprezintă cuplul electromagnetic respectiv mecanic la arborele generatorului;

În regim de generator cuplul mecanic la arborele maşinii este negativ Tm < 0. Pe baza ecuaţiilor prezentate se poate construi schema echivalentă în dq a maşinii asincrone cu rotor în scurtcircuit, prezentată în Fig. 10.29. Acesta stă la baza modelului utilizat pentru simularea sistemului în Matlab/Simulink.

(a)


HIDROEOL

RST


(b)

Fig. 10.29. Schema echivalentă în dq a maşinii asincrone cu rotor în scurtcircuit

(a) axa d; (b) axa q

10.5.4. Modelul maşinii asincrone utilizat pentru simulare Modelul maşinii asincrone utilizat pentru simularea sistemului (Fig. 10.30) constă dintr-o bucla de program în care se măsoară tensiunea de la borne şi se calculează curenţii pe fiecare fază conform rel. (10.61) – (10.71). De asemenea, se consideră modelul mecanic al maşinii, în care cuplul electromagnetic este calculat în cadrul modelului electric, iar cuplul mecanic reprezintă o mărime de intrare, fiind negativ pentru funcţionarea în regim de generator. Dacă maşina este cu trei conductoare disponibile (conexiune stea cu neutrul izolat, sau triunghi) sunt necesare doar două tensiuni pentru determinarea componentelor în sistemul dq. Relaţiile dintre tensiunile statorice de linie ale sistemului trifazat abc şi tensiunile corespunzătoare sistemului dq sunt următoarele:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−

+

=⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡

sbc

sab

sd

sq

uu

uu

2cos3sinsin

2sin3coscos

32

θθθ

θθθ (10.76)

Curenţii de linie statorici în sistem trifazat abc pot fi obţinuţi prin transformarea inversă dq – abc prin următoarea relaţie:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−−+−=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡

sd

sq

sb

sa

ii

ii

2sincos3

2sin3cos

sincos

32 θθθθ

θθ (10.77)

sbsasc iii −−= (10.78)


HIDROEOL

RST


Fig. 10.30. Modelul maşinii asincrone

10.5.5 Puterea generată de GA Puterea electrică generată de o maşină electrică poate fi pusă sub forma:

pierderimecel PPP −= (10.79)

unde: Pel – puterea electrică Pmec – puterea mecanică

Ppierderi – pierderile din maşină

Puterea electrică activă are expresia:

ϕcos3 llel IUP = (10.80)

Ul – tensiunea de linie Il – curentul de line cos φ – factorul de putere

Pierderile în maşină au expresia:

mecCu2Fe1Cu1 ppppPpierderi +++= (10.81) unde:

pCu1- pierderile în înfăşurarea statorică pFe1- pierderile în fierul statoric pCu1- pierderile în înfăşurarea rotorică pmec- pierderile mecanice (ventilaţie, frecare)

Când un generator asincron ajunge să aibă o tensiune la borne, pentru o viteză de rotaţie constanta, impedanţa medie echivalentă pe o fază are expresia:


HIDROEOL

RST


22

11 1111

jXs

RRmjX

jXRZ

m +++

++= (10.82)

Pierderile în generator vor fi suportate din puterea mecanică. Astfel, puterea transferată rotorului va avea expresia:

mecmecrot pPP −= (10.83) Pierderile în cuprul rotoric sunt de forma:

222

2 3 RIpCu = (10.84) Astfel, se poate scrie expresia puterii transferate între rotor şi stator, numită şi putere electromagnetică:

22

23 RIpPP mecmecemc −−= (10.85) Pierderile în înfăşurarea statorică, cât şi cele în fier au expresiile:

112

1 3 RIpCu = (10.86)

mFe R

Ep 123

= (10.87)

Rezulta puterea electrică utilă la bornele generatorului:

memcel R

ERIPP 12

112 33 −−= (10.88)

Expresia finală a puterii electrice utile este:

mmecmecel R

ERIRIpPP 12

112

22

2333 −−−−= (10.89)

10.5.6. Caracteristica cuplu – turaţie a generatorului asincron Puterea electromagnetică se poate scrie şi sub forma:

utilsemc TP ⋅= ω (10.90)


HIDROEOL

RST


Formula puterii electromagnetice se poate pune sub forma [2.20]:

221

221

22

22

2

)()(

33

XXs

RR

sRU

sRIP

f

emc

+++== (10.91)

emcmec PsP )1( −= (10.92)

s

emcutil

PTω

= (10.93)

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +++

=2

2122

1

22

)()(

3

XXs

RR

sRU

Ts

f

util

ω (10.94)

Din forma caracteristicii cuplu în funcţie de turaţie se pot deduce următoarele aspecte:

- cuplul este egal cu zero pentru viteza de sincronism; - caracteristica este aproape liniară de la mers în gol la sarcină maximă deoarece

rezistenţa rotorică este mult mai mare decât reactanţa rotorică; - cum rezistenţa este parametrul predominant pe intervalul menţionat mai sus, curentul,

câmpul magnetic rotoric şi cuplul cresc aproape liniar cu creşterea alunecării; - cuplul variază cu pătratul tensiunii de la bornele generatorului; - dacă turaţia scade pană la cea de sincronism, generatorul trece în regim de motor; - există o valoare maximă a cuplului generatorului, numita cuplu de răsturnare, valoare

peste care maşina se va supratura.


HIDROEOL

RST


Fig. 10.31. Caracteristica cuplu – turaţie a generatorului asincron [2.20]

10.5.7. Procesul de autoexcitaţie Generatorul asincron este de fapt un motor de inducţie care, antrenat peste viteza sa de sincronism produce energie electrică. Maşina are nevoie de o sursă de putere reactivă pentru ca în înfăşurarea statorică să ia naştere câmpul magnetic învârtitor. Datorită faptului că rotorul este antrenat peste frecvenţa de sincronism, mişcarea sa raportată la stator este în direcţie opusă celei de la funcţionarea ca motor, iar curenţii induşi în rotor şi interacţiunile între câmpurile magnetice se inversează. Ca rezultat, energia este transferată dinspre rotor către stator iar puterea activa circula dinspre stator către reţea. Procesul de autoexcitaţie la generatoarele asincrone este influenţat de viteza de rotaţie a arborelui maşinii, de valoarea şi tipul sarcinii alimentate şi de valoarea condensatoarelor de excitaţie. Toate acestea duc în cele din urmă la limitarea performantelor maşinii. Când generatorul asincron este conectat la reţea, tensiunea şi frecvenţa de lucru sunt impuse de aceasta. În regim autonom, intervine procesul de autoexcitaţie. Pentru asigurarea autoexcitaţiei se utilizează o baterie trifazată de condensatoare. Pe caracteristica de magnetizare a miezului magnetic al generatorului se observă cel mai bine procesele care au loc în maşină. Iniţial, presupunem că nu avem nici o sarcină conectată. Arborele maşinii este antrenat de turbină, prin condensatoare începe să circule un curent ICrem datorita magnetizaţiei remanente din rotor (vezi figura 10.32 a, caracteristica 0A a tensiunii U0). Curentul prin condensatoare îl va egala pe cel de magnetizare, ceea ce va duce la creşterea fluxului magnetic Фrem. Procesul se amplifică, iar tensiunea va creste de la UOrem la UOA. Funcţionarea stabilă se atinge când impedanţa condensatoarelor va fi egală cu impedanţa de magnetizare. Punctul stabil de funcţionare va fi A deoarece impedanţa de magnetizare este o funcţie neliniară de curent. În punctul A, (unde se întâlnesc caracteristica liniară curent-tensiune a condensatoarelor cu aceeaşi curbă a inductanţei de magnetizare) panta caracteristicii tensiune curent a


HIDROEOL

RST


condensatoarelor trebuie să fie mai mică decât cea a zonei nesaturate aparţinând curbei de magnetizare a inductanţei, de unde rezultă:

)(41

12

02

σπ LLfC

mn +⋅⋅⋅> (10.95)

Dacă se introduce o sarcină în circuit, alunecarea devine negativă, iar frecvenţa generatorului scade, deci panta caracteristicii tensiune-curent a condensatoarelor va creşte, iar noul punct de funcţionare se mută pe linia punctată (vezi caracteristica 0A’ din figura 10.32 a).

1011 21

21

CfCf ⋅⋅⋅>

⋅⋅⋅ ππ (10.96)

Concluzia care se degajă din aceste consideraţii este că atât frecvenţa cât şi tensiunea se modifică odată cu modificarea sarcinii, deci se impune să se controleze aceşti doi parametri.

Fig. 10.32. Explicativa la procesul de autoexcitaţie

Procesul de autoexcitaţie poate avea loc în puncte diferite ale curbei de magnetizare (figura 10.32 b) pe porţiunea liniară din zona nesaturată (de la punctul 0 pana la punctul 1), în zona cvasi-saturata (de la punctul 1 la limita din dreapta a zonei nesaturate) sau pe porţiunea saturată (zona stabilă). Funcţionarea în zona liniară şi în cea cvasi-saturată de pe curba de magnetizare este o funcţionare instabilă. Pe de altă parte, în zona saturată funcţionarea va fi stabilă, însă randamentul va fi ceva mai slab. Funcţionarea stabilă se întâlneşte pentru o anumită valoare a capacităţii bateriei de condensatoare (de valoare C2) şi implicit a sarcinii. În cazul în care au loc fluctuaţii semnificative ale valorii acestei sarcini se impune utilizarea unui regulator de frecventa. Când se dimensionează bateria de condensatoare necesara autoexcitaţiei trebuie calculată valoarea minimă a acesteia, valoare sub care procesul mai sus menţionat nu mai este posibil. Există mai multe metode de calcul, printre care menţionăm [2.21-2.25]:


HIDROEOL

RST


Metode bazate pe polinoamele caracteristice obţinute pe baza modelului în regim tranzitoriu al maşinii

Procedura indirecta bazată pe circuitul echivalent în regim staţionar Totuşi, fără o compilare adecvată, metodele nu dau criterii de aflare a valorii capacităţii pentru combinaţii de viteză, sarcină şi valoare a bateriei de condensatoare. Alte metode ar fi cele bazate pe:

teoria generalizată a maşinii la care ecuaţiile caracteristice ale matricei impedanţei operaţionale se rezolvă numeric;

analiza circuitului echivalent pe fază (circuit în care toţi parametrii sunt raportaţi la frecvenţa de bază) şi se aplica fie conceptul impedanţei, fie cel al admitanţei;

în cazul primeia, analiza procesului se face egalând cu zero suma impedanţelor; ambele parţi (cea reală şi cea imaginară)se egalează apoi cu zero şi rezultă două ecuaţii neliniare care au ca parametrii reactanţa capacitivă şi frecvenţa;

în cazul celeilalte se egalează suma admitanţelor cu zero, obţinându-se un polinom de gradul şase care are ca necunoscuta frecvenţa raportată.

10.6. Comparaţie între generatorul asincron şi cel sincron Pentru echiparea unei microhidrocentrale de mică putere se poate opta între generatorul sincron şi cel asincron, fiecare cu avantajele şi dezavantajele sale. La o primă vedere, generatorul sincron este cel care poate furniza tensiunea, frecvenţa şi factorul de putere nominal când se doreşte alimentarea unui reţele izolate. Cel asincron nu poate în principiu face acelaşi lucru deoarece nu-şi poate produce singur autoexcitaţia necesară stabilirii unui câmp magnetic corespunzător. Principala diferenţă constructivă între cele doua generatoare constă în configuraţia rotorului şi modul în care se creează câmpul magnetic rotoric. La cel sincron, câmpul magnetic rotoric ia naştere pe axa N-S a polilor prin trecerea curentului continuu prin înfăşurarea rotorică. Puterea necesară rotorului este furnizată prin intermediul inelelor colectoare să u printr-un sistem de excitaţie fără perii. Aceasta putere provine de la bornele generatorului să u de la un generator cu magneţi permanenţi cuplat la arborele generatorului. De aici reiese faptul că generatorul sincron poate funcţiona independent, însă toate aceste sisteme auxiliare implică costuri suplimentare, un gabarit mai mare şi o atractivitate mai mică în comparaţie cu cel asincron. În timp ce generatorul sincron este antrenat de turbină trebuie asigurată şi rezerva de excitaţie. În cazul în care generatorul este conectat la reţea, atunci echipamentul de sincronizare este necesar pentru că atât reţeaua cât şi generatorul să aibă aceeaşi tensiune şi frecvenţă şi să fie în faza când întreruptorul de reţea va fi închis. Cu toate că majoritatea schemelor cu generator sincron de putere medie şi mica operează independent de reţea, sunt şi cazuri de interconectare. La capitolul avantaje am mai putea menţiona capacitatea de control atât a puterii active cât şi reactive cât şi a factorului de putere. În ceea ce priveşte curentul de defect, generatorul sincron contribuie la defectul total al reţelei, deci trebuie să se prevadă dacă reţeaua poate suporta şi defectul generatorului.


HIDROEOL

RST


La generatorul asincron cu rotorul în scurtcircuit, înfăşurarea rotorică este înlocuită de bare de cupru neizolate scurtcircuitate la ambele capete (maşinile de serie construite că motor au rotorul din aluminiu). Câmpul rotoric ia naştere prin aplicarea unui câmp învârtitor (electromagnetic) statoric. Prin comparaţie cu generatorul sincron, construcţia rotorului celui asincron este mai robustă, mai simplă şi mai avantajoasă din punct de vedere economic. Dezavantajul în cazul în care funcţionează conectat la reţea vine de la faptul că aceasta trebuie să-i asigure puterea necesară magnetizării. La demaraj, generatorul este antrenat de către maşina primară. Când se atinge viteza de sincronism se închide întreruptorul şi se realizează conectarea la reţea, aceasta din urmă impunând tensiunea şi frecvenţă. Condiţia esenţială că acesta să debiteze energie în reţea este să opereze la o valoare a vitezei superioară celei de sincronism. În cazul unui generator care funcţionează autonom avem nevoie de o baterie de condensatoare pentru demaraj care să-i asigure puterea reactivă necesară procesului de autoexcitaţie (posibil în cazul în care avem magnetism rezidual în rotor). Astfel se induce o tensiune electromagnetică de valoare redusă la bornele maşinii. Odată cu creşterea vitezei de rotaţie, impedanţa capacitivă scade, excitaţia se întăreşte şi în consecinţă tensiunea debitată de maşina creste şi ea. Dar creşterea ei este limitată de să turarea circuitului magnetic al maşinii. Ea va depinde în ultima instanţă de viteza de rotaţie, de cererile sarcinii şi de valoarea bateriei de condensatoare. cât priveşte curentul de defect, acesta are o valoare mult mai redusă decât în cazul celui sincron.

Blo

csi

ncro

niza

re

Fig. 10.33. Circulaţia de putere când generatoarele funcţionează conectate la reţea

Când reţeaua la care sunt conectate generatoarele este prevăzută cu dispozitive automate de reconectare, cele asincrone nu mai au nevoie de sincronizare, ceea ce constituie un avantaj. Dar trebuie să se tina seama de situaţiile în care generatorul asincron funcţionează pe o reţea cu o reactanţă capacitivă de valoare foarte mare. În acest caz, dacă se ajunge la rezonanţă, pe fondul autoexcitaţiei, se pot induce în maşină tensiuni de valoare ridicată care o pot destabiliza. Această situaţie se manifestă în special la maşinile de putere redusă şi poate fi amplificată de bateriile de condensatoare locale destinate îmbunătăţirii factorului de putere. că şi protecţie în astfel de cazuri se impune existenţa unui releu care să deconecteze la timp maşina.


HIDROEOL

RST


Fig. 10.34. Circulaţia de putere când generatoarele funcţionează în regim autonom

Puterea furnizată de un generator sincron depinde exclusiv de unghiul intern al acestuia, în timp ce puterea furnizată de unul asincron depinde de alunecare. Generatoarele sincrone au nevoie de o sursă de curent continuu separată care să alimenteze înfăşurarea de excitaţie şi să dea naştere la tensiunea electromotoare. În cazul celor asincrone, tensiunea electromotoare ia naştere în urma curentului reactiv furnizat fie de reţea, fie de o baterie de condensatoare (pentru regimul autonom). Tensiunea furnizată de un generator sincron conţine armonici impare, dintre care a treia este cea mai semnificativă. Curenţii şi tensiunile corespunzătoare acestei armonici sunt în fază, şi de aceea se comporta că şi mărimi cu componenta homopolară. Pe de altă parte, generatoarele asincrone nu introduc armonici de tensiune în sistem; mai mult, cele cu rotorul în scurtcircuit tind să atenueze eventualele armonici [2.26]. Dacă facem o analiză din punct de vedere economic al oportunităţii utilizării unui tip sau al altuia de generator trebuie să se ţină seama de costul iniţial cât şi cel de înlocuire al echipamentului. Generatoarele asincrone de puteri mici nu au un preţ mare de cost, în consecinţă necesită o investiţie mică şi deci nu au nevoie de sisteme complexe şi costisitoare de protecţie. Se va recurge la folosirea protecţiilor standard. Înlocuirea maşinii în cazul deteriorării acesteia reiese în multe cazuri mai avantajoasă decât instalarea unui sistem sofisticat de relee care să sesizeze şi să înlăture un defect care ar putea destabiliza generatorul. Dar la maşini de putere mare ( >1000 kW ) este nevoie de mult mai multe mecanisme de protecţie decât s-ar crede iniţial. Factorii care determină amploarea protecţiilor sunt determinaţi de :

- costurile aferente reparaţiei în cazul defectării - existenţa unei maşini de rezerva - existenţa pieselor de schimb - existenţa personalului de specialitate calificat în reparaţii şi a echipamentului aferent

În tabelul 10.1 care urmează se prezintă costurile relative ale unor generatore sincrone şi asincrone de aceeaşi putere (raportate la cel asincron)[2.27].

Tabelul 10.1 Comparaţie între generatorul sincron şi asincron din punct de vedere al costurilor

Putere [kW] Asincron Sincron


HIDROEOL

RST


50 1 2.5 150 1 2.42 500 1 1.24

1000 1 1.25 1500 1 1.29

Dacă generatorul asincron este achiziţionat pentru a alimenta o reţea întreagă de utilizatori (deci pentru a vinde energie) atunci supraprotectia este necesară. Dacă însă se defectează ea sau instalaţia aferentă, atunci nu va mai aduce venituri investitorului. În cazul în care utilizarea generatorului se face intr-un complex industrial, atunci defectarea lui nu va produce deservicii majore. Fiecare instalaţie care foloseşte un generator electric are o configuraţie aparte, deci trebuie să se tina seama de toţi factorii care influenţează alegerea unuia sau altuia. Protecţiile utilizate la cel sincron nu se potrivesc întotdeauna şi celui asincron. Mai mult, la acesta din urmă trebuie bine proiectată instalaţia de protecţie în funcţie de specificitatea ansamblului. 10.7. Analiza d-q a generatorului sincron cu magneţi permanenţi (GSMP)

Maşina sincronă cu magneţi permanenţi functionează atât în regim de generator cât şi în regim de motor. Modul de funcţionare este determinat de semnul cuplului mecanic (pozitiv pentru regimul de funcţionare ca motor şi negativ pentru regimul de funcţionare ca generator). Ecuaţiile de tensiune statorice în configuraţia trifazată (abc) sunt prezentate în rândurile de mai jos, [2.28], [2.29]:

dtd

Riv

dtd

Riv

dtd

Riv

ccc

bbb

aaa

γ

γ

γ

+=

+=

+=

(10.97)

unde: - av , bv , cv : tensiunile de fază, [V];

- R : rezistenţa statorică, [Ω]; - aγ , bγ , cγ : fluxurile magnetice de fază, [Wb];

Schimbarea de variabile, bazată pe transformarea Park, înlocuieşte configuraţia trifazată statorică (abc) cu cea bifazată echivalentă raportată la sistemul de axe d, q solidar cu rotorul.

⎪⎪⎪

⎭

⎪⎪⎪

⎬

⎫

⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪

⎨

⎧

+−−−−

+−

=

21

21

21

)3

2sin()3

2sin()sin(

)3

2cos()3

2cos()cos(

32

0πθπθθ

πθπθθ

rrr

rrr

dqP (10.98)


HIDROEOL

RST


⎪⎪⎪

⎭

⎪⎪⎪

⎬

⎫

⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪

⎨

⎧

+−+

−−−

−

=

1)3

2sin()3

2cos(

1)3

2sin()3

2cos(

1)sin()cos(

0

πθπθ

πθπθ

θθ

rr

rr

rr

T

dqP (10.99)

unde: rθ reprezintă viteza de rotaţie (unghiulară), [rad/s];

Pentru a avea posibilitatea controlului diferiţilor parametrii ai generatorului, ecuaţia (10.97) este transformată în sistem bifazat (d-q). Figura 10.35 prezentată mai jos reprezintă principiul de funcţionare al GSMP în sistemul de axe d-q.

Fig. 10.35. Configuraţia GSMP în sistemul de referinţă d-q

Utilizând ecuaţiile (10.98) şi (10.99), obţinem posibilitatea trecerii dintr-o forma în alta.

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

=⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡=

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

0

0

0

0

x

xx

Pxxx

xxx

P

x

xx

q

dT

dq

c

b

a

c

b

a

dqq

d

(10.100)

Utilizând transformarea Park (ec. 10.100) în ecuaţia (10.97), rezultă următoarele expresii ale tensiunilor în sistemul de referinţă d-q-0:


HIDROEOL

RST


dtd

Riv

dtd

Riv

dtd

Riv

qqqq

dqdd

000

γ

γωγ

γωγ

+=

+−=

+−=

(10.101)

unde: - dγ , qγ , 0γ : fluxurile instantanee în sistemul de referinţă d-q-0, [Wb];

- di , qi , 0i : curenţii statorici în sistemul de referinţă d-q-0, [A];

- R: rezistenţa statorică, [Ω];

- ω : viteza de rotaţie a câmpului magnetic, [rad/s].

Expresiile fluxurilor în sistemul de referinţă d-q-0 sunt prezentate în cele ce urmează:

steaconexiune

iLiL

qqq

PMddd

−=

=+=

00γ

γγγ

(10.102)

unde: - PMγ : fluxul magnetic al magnetului permanent, [Wb];

- dL , qL : inductanţele statorice în sistemul de referinţă d-q, [H];

Utilizând ecuaţiile (10.101) şi (10.102) rezultă:

0

)(

00 ==

+++=

−+=

Riv

iLdtdi

LRiv

iLdtdi

LRiv

PMddq

qqq

qqd

ddd

γω

ω

(10.103)

unde: - dv , qv , 0v : tensiunile statorice în sistemul de referinţa d-q-0, [V];

- di , qi , 0i : curenţii statorici în sistemul de referinţă d-q-0, [A];

- dL , qL : inductanţele statorice în sistemul de referinţă d-q, [H];


- ω : viteza de rotaţie a câmpului magnetic, [rad/s].


HIDROEOL

RST


Expresia cuplului electomagnetic a GSMP poate fi obţinută din expresia puterii electomecanice prezentate mai jos:

)(2 dqqdem iipP γγω −=

(10.104) Înlocuind valorile fluxurilor magnetice din ec. (1.28) în ec. (1.30) pentru o maşină cu poli proieminenţi:

[ ]

qPMem

dqsqPMdsem

ipT

iiLiiLpT

γ

γ

2

)(2

=

−+=

(10.105) unde:

- emP : puterea electomecanică, [W];

- emT : cuplu electomencanic, [Nm];

- ω : viteza de rotaţie a câmpului magnetic, [rad/s];

Ω= pω (10.106)

- Ω : viteza de rotaţie mecanică, [rad/s];

- p: numărul de perechi de poli;

- dγ , qγ : fluxurile instantanee în sistemul de referinţă d-q, [Wb];

- di , qi : curenţii statorici în sistemul de referinţă d-q, [A];

10.7.1. Modelul simplificat al GSMP – modelul din Matlab/Simulink

Modelul prezentat este valabil numai pentru modul de distribuţie sinusoidală a fluxului. Pentru modelul sinusoidal, ecuaţiile prezentate mai jos sunt exprimate în referinţa rotorică d-q:

])([5.1

1

1

qdqdqPMe

q

PMd

q

dq

qq

qq

qd

qd

dd

dd

iiLLipT

Li

LLi

LRv

Li

dtd

iLL

iLRv

Li

dtd

−+=

−−−=

+−=

γ

ωγω

ω

(10.107)

unde:

- dL , qL : inductanţele în sistemul de referinţa d-q, [H];


HIDROEOL

RST



- di , qi : curenţii în sistemul de referinţă d-q, [A];

- dv , qv : tensiunile în sistemul de referinţa d-q, [V];

- Ω= pω : viteza de rotaţie a câmpului magnetic, [rad/s];

- PMγ : fluxul magnetic al magnetului permanent, [Wb].

Modelul electric al GSMP este format din tensiune electomotoare şi impedanţa statorică (rezistenţa şi inductanţa statorică) pe cele trei faze, astfel schema electrică devine:

Fig. 10.36. Schema electrică a GSMP

Curentul de fază se determină astfel:

ss RsL

vei

+

−= −−

−

(10.108)

unde: -

−i : vectorul curentului de fază, [A];

- −e : vectorul tensiunii electromotoare, [V];

- −v : vectorul tensiunii de fază, [V];

- sL , sR : inductanţa statorică [H] respectiv rezistenţa statorică [Ω].

Înfăşurările statorice se presupun a fi distribuite sinusoidal. Din acest motiv, vectorul tensiunii electomotoare

−e se exprima astfel:

)sin( αωωγ +=−

te PM

(10.109) unde:


HIDROEOL

RST


- PMγ : fluxul magnetic al magnetului permanent, [Wb].

- ω : viteza de rotaţie a câmpului magnetic, [rad/s];

- α: defazajul (egal cu 0; 3

2π− ;

34π

− ), [rad].

Schema bloc a GSMP implementată în Matlab/Simulink, este prezentată în figura de mai jos:

ω ∫

Fig. 10.37. Diagrama bloc în Matlab/Simulink a GSMP

10.8. Circuit intermediar de c.c

Circuitul intermediar de curent continuu (c.c) este reprezentat de un capacitor ideal, unde tensiunea pe condensator este UDC, curentul care vine de la convertorul AC/DC (redresor) este iDCG iar curentul care intra în convertorul DC/AC (invertor) este iDC.

Fig. 10.38. Circuitul intermediar de c.c

DCDCGDC ii

dtdu

C −=

(10.110)

Curentul din circuitul intermediar iDC este definit în ecuaţia (10.111), unde ia, ib, ic sunt curenţii pe cele trei faze ale redresorului, iar Sa, Sb, Sc sunt comutatoarele invertorului.

ccbbaaDC SiSiSii ++= (10.111)


HIDROEOL

RST


Curentul din circuitul intermediar iDC mai poate fii calculat utilizând bilanţul de putere dintre partea de c.c şi cea ce c.a.

ACDC PP = (10.112)

Pierderile din invertor sunt neglijate. Pentru sistemul rotaţional d-q, amplitudinea tensiunii şi a

curentului sunt înmulţite cu 2

1 pentru a se obţine valoarea efectivă, astfel ecuaţia (10.112)

devine:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅+⋅=⋅

22223 qqdd

DCDC

iuiuiu

(10.113)

( )qqddDCDC iuiuiu ⋅+⋅=⋅23

(10.114) Curentul din circuitul intermediar iDC devine:

( )qqddDC

DC iuiuu

i ⋅+⋅=1

23

(10.115)

10.9. Punte redresoare trifazata

Diagrama redresorului trifazat studiat este prezentată în Fig. 1.20. Aceste redresoare sunt frecvent utilizate în aplicaţii de putere, deoarece acestea au cel mai mare factor transformator de utilizare pentru un sistem trifazat. Diodele sunt numerotate în ordinea etapelor de conducţie iar unghiul de conducţie pentru fiecare dioda este 3/2π , [2.30].

Fig. 10.39. Schema de funcţionare a redresorului trifazat


HIDROEOL

RST


Pentru a analiza modul de funcţionare a redresorului, mai întâi se ia în considerare o idealizare a circuitului, unde inductanţele şi rezistenţele sunt stabilite egale cu zero şi în care circuitul intermediar de c.c se înlocuieşte cu un curent constant de c.c, Idc. Deci, circuitul devine:

Fig. 10.40. Schema de funcţionare idealizată a redresorului trifazat

Cu vdn şi vcn, tensiunile între punctele D respectiv C şi punctul neutru n, se obţine:

cndndc vvv −= (10.116)

Modelul redresorului trifazat din Matlab/Simulink conţine şase dispozitive de comutaţie (diode sau tiristoare), o rezistenţă şi o capacitate cu circuit RC de protecţie (snubber). În scopul evitării oscilaţiilor care apar când sistemul este discretizat, este necesar să se specifice rezistenţa (Rs) şi capacitatea (Cs) circuitului de protecţie pentru puntea redresoare. Dacă dispozitivele de comutaţie sunt blocate, doar diodele antiparalel funcţionează, atunci puntea de comandă se comportă ca o punte de diode redresoare. În această situaţie se utilizează valori aproximative pentru Rs şi Cs. Pentru determinarea acestor valori se utilizează următoarele ecuaţii:

s

ss C

TR 2> (10.117)

2)2(1000 n

ns Vf

PCπ

< (10.118)

unde:

- Pn: puterea nominală a redresorului, [VA]; - Vn: tensiunea nominală de c.a, [Vrms]; - f: frecvenţa fundamentală, [Hz]; - Ts: durata de eşantionare, [s];

Aceste valori pentru Rs (ec. 10.117) şi Cs (ec. 10.118) s-au determinat ţinând cont de cele două criterii de mai jos:


HIDROEOL

RST


- pierderea de curent din circuitul RC de protecţie la frecvenţa fundamentală este mai mică de 0,1% din valoarea nominală a curentului, atunci când dispozitivele electronice de putere nu sunt în conducţie;

- constanta de timp a circuitului de protecţie RC este de două ori mai mare decât durata de eşantionare Ts;

Trebuie menţionat faptul că valorile Rs şi Cs care asigură stabilitatea numerică în cazul redresoarelor discretizate, pot fi diferite de valorile reale utilizate într-un circuit fizic. 10.10. Convertorul ridicător de tensiune Fig. 10.41 prezintă schema unui convertor ridicător de tensiune de c.c. (boost converter). Tensiunea la iesirea invertorului este întodeauna mai mare decât tensiunea de la intrare, iar în regim de conducţie neîntreruptă raportul dintre tensiunea de la ieşirea convertorului şi tensiunea de la intrare se exprima astfel:

DU

U

i

o

−=

11 (10.119)

unde D reprezintă factorul de umplere al semnalului PWM de comandă a tranzistorul T. De asemenea relaţia dintre curenţii de la intrare şi ieşire este:

DII

i

o −=1 (10.120)

In relaţiile de mai sus s-au neglijat pierderile de putere pe elementele componente ale convertorului. Un model simplificat al acestui convertor, funcţionand în regim de curent neîntrerupt, se prezintă în Fig. 10.42, în care sunt luate în considerare numai valorile medii ale tensiunilor şi curentilor implicati pe o perioada de comutaţie. Modelul nu ia în considerare pierderile de putere din convertor. Partea de intrare în convertor este modelată ca o sursa de curent comandată:

( )DII oi −= 1 (10.121)

Partea de ieşire este modelată ca o sursă de tensiune comandată cu tensiunea:

D

UU io −=

1 (10.122)

Fig. 10.41. Schema convertorului ridicator de Fig. 10.42. Modelul simplificat al convertorului


HIDROEOL

RST


tensiune c.c. ridicator de tensiune c.c.

10.11. Modelarea convertorului de frecventa Fig. 10.43 prezintă schema generală a unui convertor de frecventă, având în componenţă

un invertor de tensiune trifazat cu tranzistoare IGBT şi o punte redresoare necomandată cu diode semiconductoare. Bornele de intrare (R,S,T) sunt conectate la o reţea de curent alternativ trifazat, iar la bornele de ieşire a,b,c, se obţin trei tensiuni modulate PWM care sunt aplicate motorului.

Fig. 10.43. Schema generală a unui convertor de frecvenţă

Pentru a defini funcţionarea invertorului se utilizează funcţiile de comutaţie, ale celor şase tranzistoare, definite astfel:

;3,2,1,2

1 ,,1 =

+= i

MS cba

i

(10.123)

.3,2,1,2

1 ,,2 =

−= i

MS cba

i

(10.124)

în care: - Si1 reprezintă funcţiile de comutaţie ale tranzistoarelor superioare (Ta+, Tb+, Tc+), - Si2 reprezintă funcţiile de comutaţie ale tranzistoarelor inferioare (Ta-, Tb-, Tc); - Ma,b,c reprezintă semnalele de modulaţie ale undelor PWM corespunzătoare celor trei

braţe. Ecuaţiile de tensiune care definesc funcţionarea invertorului se pot defini astfel:

dccbaa

fafa UMMMdtdiLiRu ⋅⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −−++=

31

31

32 (10.125)


HIDROEOL

RST


dccbab

fbfb UMMMdtdiLiRu ⋅⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −+−++=

31

32

31 (10.126)

dccbac

fcfc UMMMdtdiLiRu ⋅⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ +−−++=

32

31

31 (10.127)

În formă matricială relaţiile de mai sus se pot scrie astfel:

3

211121112

dc

c

b

a

c

b

a

f

c

b

a

f

c

b

a U

MMM

iii

dtdL

iii

Ruuu

⋅⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡⋅

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−−−−−

+⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡+

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡=

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡ (10.128)

Tensiunea la bornele condensatorului este dată de tensiunea redresată de puntea cu diode şi egală cu (neglijând căderile de tensiune pe diode):

Ldc UUπ

=23 (10.129)

în care UL reprezintă valoarea efectivă a tensiunii de linie a sursei de alimentare. Curentul Idc este definit de curenţii absorbiţi la bornele de intrare ale invertorului (neglijând pierderile de putere pe invertor):

ccbbaadc IMIMIMI ⋅+⋅+⋅= (10.130)

Pentru modelarea invertorului de tensiune se deosebesc două tipuri de modele: modele detaliate şi modele simplificate. In cazul modeleelor detaliate se considera structura reală a invertorului, luând în calcul comutaţia fiecărui dispozitiv semiconductor. Dezavantajul acestei modele îl reprezintă volumul mare de calcul şi timpii de eşantionare foarte mici în funcţie de frecvenţa de comutaţie PWM aleasă. Sunt utilizate în general pentru a analiza efectele produse de armonicile superioare de curent şi tensiune asupra sistemului în care funcţionează invertorul. Simulările realizate cu aceste modele sunt în general de scurtă durată, mai mici de o secundă.

Pentru a analiza funcţionarea sistemului în care este integrat invertorul, pe perioade mai lungi de timp, sunt utilizate modele simplificate. Acestea iau în considerare numai valorile medii ale tensiunilor şi curenţilor, pe o perioadă de comutaţie. Fig. 10.44 prezintă modelul simplificat al invertorului de tensiune trifazat. Acesta constă pe partea de c.c. dintr-o sursă controlată în curent, iar pe partea de c.a. din trei surse de tensiune. În modelul prezentat se neglijează pierderile de putere pe elementele invertorului, astfel că puterea trifazată la bornele invertorului este egală cu puterea transferată condensatorului c.c.


HIDROEOL

RST


Fig. 10.44. Modelul echivalent simplificat al invertorului

10.11.1 Controlul invertorului de tensiune Cea mai întâlnită tehnică de control a unui invertor de tensiune este controlul vectorial implementat în sistem bifazat rotitor dq solidar cu un anumit sistem de referintă ales (statoric, rotoric, sincron). Neglijând dispersiile, ecuaţiile de tensiune ale invertorului pot fi exprimate în formă matriceală, astfel:

3

211121112

dc

c

b

a

c

b

a U

MMM

UUU

⋅⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡⋅

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−−−−−

=⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

(10.131)

În sistem de referinţă dq mobil, relaţia anterioara se transformă astfel:

( )

( ) ⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

⋅

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ π

+ω⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ π

−ωω

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ π

+ω⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ π

−ωω⋅=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡

c

b

a

q

d

UUU

ttt

ttt

UU

32sin

32sinsin

32cos

32coscos

32 (10.132)

în care ω reprezintă viteza unghiulară a sistemului de referinţă rotitor dq. Analog, se pot transforma curenţii invertorului din sistem abc în sistem dq astfel:

( )

( ) ⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

⋅

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ π

+ω⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ π

−ωω

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ π

+ω⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ π

−ωω⋅=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡

c

b

a

q

d

III

ttt

ttt

II

32sin

32sinsin

32cos

32coscos

32 (10.133)


HIDROEOL

RST


10.12. Metoda de control MPPT

Pentru extracţia puterii maxime, se utilizează metoda Maxim Power Point Tracking (MPPT). Obţinerea puterii maxime este foarte importanta în sistemele de conversie a energiei eoliene, deoarece creşte extracţia de putere, care conduce la reducerea costului energiei pe kWh. Pentru a se obţine maximul de putere de la un sistem controlat de conversie a energiei eoliene, acesta trebuie să funcţioneze cu viteză variabilă [2.31].

În funcţie de viteza vântului, metoda de control MPPT ajustează puterea astfel încât turbina eoliană să funcţioneze conform caracteristicii din Figura 10.45:

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

5 m/s6 m/s

7 m/s

8 m/s

9 m/s

10 m/s

11 m/s

12 m/smaximum power

curve

Put

erea

deb

itată

de

turb

ină

[p.u

.]

Fig. 10.45. Caracteristica de putere a turbinei eoliene de 3kW

Figura 10.46 prezintă diagrama bloc de control al MPPT-ului. Viteza vântului măsurată (Vv), este introdusă într-un tabel de căutare (lookup table) care determină puterea maximă de pe caracteristica turbinei.

*cU

cU

mPvV

Fig. 10.46. Diagrama bloc de control al MPPT-lui

La ieşirea blocului de procesare, rezultă puterea (Pm). Coeficientul Kv este utilizat pentru

convertirea liniară a punctului maxim de putere la o tensiune de referinţă ( *cU ). Un regulator

PI este utilizat pentru a controla ciclul de funcţionare (k) al convertorului coborâtor – ridicător de tensiune, fiind astfel controlat fluxul de putere de la generator, [2.32].


HIDROEOL

RST


11. MODELAREA FUNCTIONALĂ A SUBSISTEMULUI EOLIAN – POMPĂ

11.1. Realizarea si simularea lanţului de conversie electro-energetic, având o turbină eoliană Joliet de 1 kW Turbina Joliet a fost aleasă de către parteneri pentru realizarea modelului experimental. O privire de ansamblu a turbinei Joliet este prezentată în figura 3.1, iar curba caracteristică a acesteia se poate observa în figura 11.2. Datele caracteristice date de producător se prezintă în tabelul 11.1.

Fig. 11.1. Turbina eoliana Joliet Fig. 11.2. Caracteristica turbinei Joliet

Tabelul 11.1. Datele de catalog ale turbinei Joliet

Diametrul rotorului 2.7 m/s Viteza de început 2.5 m/s Viteza nominală a vântului 9 m/s Viteza vântului de tăiere 15 m/s Puterea maximă de ieşire 1100 W Tensiunea de ieşire 48 V Nivelul de zgomot 30 dB

Simularea este realizată în mediul Matlab/Simulink, în principal utilizându-se librăria SimPowerSystems. Sunt simulate elementele lanţului electro-energetic implicat în conversia energiei si anume: turbină eoliană, cutie de viteze, generator sincron, convertor de frecventă, motor asincron, pompă centrifugă (figura 11.3).


HIDROEOL

RST


Generator speed (pu)

Wind speed (m/s)

Tm (pu)

n (pu)

Wind Turbine

Scope9 Scope8 Scope7 Scope6

Scope5 Scope4 Scope3

Scope2

Scope15

Scope14

Scope13

Scope12

Scope11Scope10

Scope1Saturation1

Saturation

Ramp1

Ramp

Tm

n

Pu[W]

nm

Pompa Centrifuga

U

f

Tm

nm

MA

-K-

Gain

Tm

ns

nm

P(p.u.)

GS

P

U

f

Convertor

Tm

nm

Tout

nout

CV

Fig. 11.3. Schema bloc a simulării 11.1.1. Turbina eoliană Turbina considerată este o turbină Joliet cu 3 pale, de 1 kW si este modelată conform modelului matematic al acesteia, pentru o viteză a vântului de 9 m/s. Modelul matematic este prezentat în figura 11.4 iar setările parametrilor din model sunt prezentate în figura 11.5. Figurile 11.6 si 11.7 prezintă profilul considerat de evolutia mărimilor de intrare. Figura 11.8 prezintă rezultatul simulării modelului de vânt în condiţiile arătate.


HIDROEOL

RST


2n (pu)

1Tm

(pu)

u(1)^3

wind_speed^3

-K-

pu->pu

-K-

pu->pu

-K-

lambda_nom

lambda

betacp

cp(lambda,beta)

Scope6

Scope5

Scope4

Scope3

Scope2

Scope1

Product

Product

1

Avoid divisionby zero

Avoid divisionby zero

-K-

1/wind_base

-K-

1/cp_nom

2W

ind speed(m

/s)

1Generator speed (pu)

Pwind_puPm

_pu

lambda

cp_pu

lambda_pu

wind_speed_pu

Fig. 11.4. Modelul Matlab Simulink al turbinei eoliene

Structura energetica hibrida hidro-eoliana. modelare si tuning pe statie pilot

HIDROEOL

RST

________________________________________________________________________124/139 IPA Cluj Napoca Executie model functional pentru sistemul energetic hibrid.

Fig. 11.5. Turbina eoliană – alegerea parametrilor

0 2 4 6 8 10 12 140

2

4

6

8

10

Timp (s)

Vite

za v

antu

lui (

m/s)

0 2 4 6 8 10 12 14

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Timp (s)

Tura

tie (p

.u.)

Fig. 11.6. Legea de variaţie a vitezei vântului Fig. 11.7. Turatia turbinei eoliene


HIDROEOL

RST


0 2 4 6 8 10 12 140

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

Timp (s)

Cup

lu (p

.u.)

Fig. 11.8. Cuplu turbinei eoliene 11.1.2. Cutia de viteză Cutia de viteză are un randament foarte bun de 98% si este folosit un raport de transformare de 11.5, (figura 11.9). Cuplul si turatia de iesire din cutia de viteză sunt reprezentate în figurile 11.10 si 11.11.

Fig. 11.9. Cutia de viteză

0 2 4 6 8 10 12 140

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Timp (s)

Cup

lu (p

.u.)

0 2 4 6 8 10 12 14

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Timp (s)

Tura

tie (p

.u.)

Fig. 11.10. Cuplul la iesirea din cutia Fig. 11.11. Turatia la iesirea din de viteză cutia de viteză


HIDROEOL

RST


11.1.3. Generatorul sincron Acest bloc (figura 11.12) are ca mărimi de intrare cuplul si turatia de sincronism, iar ca mărimi de iesire puterea si turatia mecanică, reprezentate în figurile 11.13, 11.14 si 11.15. Puterea este obtinută din produsul dintre cuplu si turatia de sincronism, iar turaţia mecanică este proportională cu turatia de sincronism. Utilizând o poartă s-a trecut la exprimarea puterii generatorului sincron din unităti relative în W. Se consideră un randament constant al generatorului sincron de 85%.

Fig. 11.12. Generatorul sincron

0 2 4 6 8 10 12 140

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Timp (s)

Tura

tie (p

.u.)

0 2 4 6 8 10 12 14

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Timp (s)

Pute

re (p

.u.)

Fig. 11.13. Turaţia de ieşire a generatorului Fig. 11.14. Puterea generatorului sincron sincron


HIDROEOL

RST


0 2 4 6 8 10 12 140

200

400

600

800

1000

Timp (s)

Pute

re (W

)

Fig. 11.15. Puterea generatorului sincron

11.1.4.Convertorul de frecventă Convertorul de frecventă a fost introdus în scopul adaptării optime a turaţiei motorului de acţionare asincron la pompa centrifugă în scopul măririi randamentului de conversie energetică atât a motorului asincron, cât si al pompei. După cum s-a văzut din simulările făcute în faza a doua acestea sunt elementele care au randamentele cele mai scăzute.

Fig. 11.16. Convertorul electric

Acest bloc (figura 11.16) a fost introdus pentru a putea controla turaţia pompei centrifuge, după o lege tensiune frecventa U=kf3+U0 (U=0.0028f3+19). Ca si mărime de intrare blocul are puterea de ieşire de la generatorul sincron, iar mărimi de ieşire sunt tensiunea si frecventa adaptate cerinţelor pompei. În continuare setarea parametrilor a ţinut cont de caracteristicile motorului de acţionare. Tensiunea de ieşire este obţinută din raportul dintre puterea de la generatorul sincron si


HIDROEOL

RST


constanta motorului ku= 1.97 (obţinută din raportul dintre puterea nominală a motorului, 750 W si tensiunea de 380 V), (figura 11.17). Frecventa este reprezentată în figura 11.18. Pentru puteri mici trebuie introdus în circuitul intermediar al convertorului un variator de tensiune continuă ridicător de tensiune, deoarece motorul are tensiunea nominală 380 V. Randamentul convertorului este considerat de 95%. Modelele utilizate au fost prezentate la capitolul 2.

0 2 4 6 8 10 12 140

50

100

150

200

250

300

350

400

Timp (s)

Tens

iune

(V)

0 2 4 6 8 10 12 14

0

10

20

30

40

50

60

Timp (s)

Frec

vent

a (H

z)

Fig. 11.17. Tensiunea la ieşirea din convertor Fig. 11.18. Frecventa la ieşirea din convertor 11.1.5. Motorul asincron Acest bloc (figura 11.19) are ca mărimi de intrare tensiunea si frecventa de la ieşirea din convertor, iar ca mărimi de ieşire cuplul mecanic si turaţia mecanică, reprezentate în figurile 11.20 si 11.21. Acestea din urma sunt determinate cu următoarele formule: Tm=P/ns (11.1)

unde: Tm – cuplul mecanic al motorului asincron (Nm); P – putere motorului asincron (W); ns – turatia de sincronism (rot/min); Pn=3UnIncosφ (11.2)

în care: 3Incosφ= ku(=Pn/Un ) (11.3)

unde: Pn – puterea nominala a motorului asincron (W); Un – tensiunea nominala a motorului asincron (380 V); In – curentul nominal al motorului asincron (A);


HIDROEOL

RST


Ku – constanta motorului asincron. Drept urmare: P=Unku. Nm=ns(1-s) (11.4)

unde: nm – turaţia mecanica a motorului asincron (rot/min); ns – turaţia de sincronism a motorului asincron (rot/min); s – alunecarea motorului asincron (in aceasta simulare considerata fixa, de 0.058). S-a considerat un randament fix al motorului asincron de 75%.

Fig. 11.19. Motorul asincron

0 2 4 6 8 10 12 140

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

Timp (s)

Cup

lu (N

m)

0 2 4 6 8 10 12 14

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Timp (s)

Tura

tie (r

ot/m

in)

Fig. 11.20. Cuplul la ieşirea din motorul asincron Fig. 11.21. Turaţia motorului asincron


HIDROEOL

RST


Din figura 11.20 se observă eroarea modelului adoptat în zona turaţiilor mici, frecvente de pornire. Aceasta impune corectarea modelului pe baza teoriei ce urmează. Menţionam că această teorie a fost elaborată ca urmare a simulărilor si urmează a fi verificată teoretic si experimental în faza a patra a proiectului. 11.1.6. Pompa centrifugă Acest bloc (figura 11.22) are ca mărimi de intrare cuplul maşinii asincrone si turaţia acesteia, iar ca mărimi de ieşire puterea mecanică a pompei, Pu (W) si turaţia mecanică, nm (rot/min), reprezentate in figurile 11.23 si 11.24. Turaţia mecanică a pompei este aceeaşi cu turaţia motorului asincron, iar puterea este obţinută din produsul dintre cuplul mecanic al pompei, turaţia mecanică si randamentul acesteia. Procedura s-a repetat pentru diverse turaţii.

Fig. 11.22. Pompa centrifugă

0 2 4 6 8 10 12 140

100

200

300

400

500

Timp (s)

Pute

re (W

)

0 2 4 6 8 10 12 14

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Timp (s)

Tura

tie (r

ot/m

in)

Fig. 11.23. Puterea pompei centrifuge Fig. 11.24. Turaţia pompei centrifuge


HIDROEOL

RST


11. CONCLUZII Etapa 3 „Executie model functional pentru sistemul energetic hibrid – partea I” a avut activitatile : 3.1. Elaborare partiala a modelului functional SCADA - IPA, 3.2. Realizare model functional sub-sistem hidro - UTCN si 3.3 Realizare partiala I model functional subsistem eolian si organizare de workshop - UTBv Activitatea 3.1. Elaborare partiala a modelului functional SCADA. In cadrul acestei activitati s-a realizat dulapul de automatizare a minisistemului SCADA. Scopul minisistemului SCADA este dublu: sa conduca si sa monitorizeze corect statia pilot hidro-eoliana si sa faca fata unor experimente precise privind intocmirea unor bilanturi energetice pe toate componentele din lant. Experimentările vor cuprinde pe langa achizitia de date si:

- bilanţuri si randamente energetice pe ansamblu - randamente pe fiecare componenta în parte (generator eolian, pompa, invertor) - consumurile si pierderile pe lant, - înregistrarea si analiza regimurilor tranzitorii pentru fiecare componenta a

ansamblului, - debite şi volume de apa pompate, nivele, temperaturi, viteza vântului, şi în general tot

ce este relevant pentru aprecierea experimentului, etc. Arhitectura sistemului SCADA a fost organizata ierarhic pe 3 nivele: nivelul local

(PLC, senzori, actuatori, turbine ), nivelul de urmarie (echivalentul unui dispecer), si nivelul web (care excede tema). Ierarhia si structura aleasa s-a bazat pe partajarea functiilor fiecarui nivel sipe modul de conlucrare intre nivelele ierahice. Din aceasta structura s-a realizat ca proiect de executie si ca realizare fizica nivelul 1.

Activitatea 3.2 Realizare model functional sub-sistem hidro

Impreuna cu partenerul P1 Universitatea Tehnica Cluj s-a realizat modelul functional al unei instalatii hibride, in sens de realitate fizica. Acest model functional are puterea de 1Kw, si a fost realizat si montat pe una din cladiriile Universitatii Tehnice. Structura modelului este formata din urmatoarele: Turbina eoliana Joliet de 1Kw cu datele precizate, Bateria de acumulatoare este compusa din 4 acumulatoare AGM (absorbant glass material) de 12V cu capacitatea de 200Ah (BAT412201080), Invertorul Victron 48V/3000/35, Pompele - 2 pompe Einhell Royal RGP 1100 cu posibilitati de montare in serie (presiune mare) sau in paralel (debit mare) si Hidroagregatul – de tip Mike tot de 1kw. In urma experimentarilor facute cu fiecare componenta in parte, din experimentarile cu hidroturbina a rezultat recalcularea si confectionarea unor duze de injectie apa sub presiune, noi. Cele originale nedand satisfactie! Activitatea 3.3. Realizare partiala I model functional subsistem eolian si organizare de workshop

Partenerul P2 – Universitatea Transilvania din Brasov s-a indeplinit obiectivul propus in aceasta etapa, si anume realizand modelarea matematica a sistemului eolian, prezentand 3 posibile solutii de modelare. Acestea ar fi: a) cu generator sincron, GA, b) cu generator sincron cu magneti permanenti si c) cu generator asincron. Pentru Modelul functional realizat la puterea de 1Kw s-a utilizat solutia cu generator sincron . Rezultatele simulărilor cu modelul îmbunătătit în această fază sunt prezentate în tabelul 12.1. După cum se vede randamentul global calculat pe ultima coloană se încadrează în plaja 0.17- 0.18% în condiţiile în care simulările au fost făcute la un model de puterea 1kW ceea ce a implicat randamente mai scăzute ale generatorului 0.85 în loc de 0.9, iar la motorul asincron 0.75 în loc de 0.8. Dacă ţinem cont de aceste modificări de randamente îmbunătătirea adusă de


HIDROEOL

RST


rafinarea modelului ar duce la un randament global cuprins între 19.2% si 20.2%. Menţionam ca acest randament total înglobează si randamentul turbinei eoliene considerat la cea mai joasa valoare, randament egal cu 0.4. În condiţiile în care puterea turbinelor eoliene creste si aici consideram turbinele eoliene de peste 1 MW, randamentele componentelor lanţului energetic vor creste si deci randamentul global de conversie al sistemului va creste. Astfel se vor putea considera randamente ale generatoarelor de peste 0.97, ale motorului asincron de peste 0.96, iar pentru turbina eoliană un Cp de 0.5, acesta fiind însa dependent si de site-ul de amplasare. În concluzie randamentul global al unui asemenea sistem autonom se poate estima ca fiind de 33%. În faza care urmează se urmăreste optimizarea elementelor modelului tinând cont de concluziile de mai sus si se vor face simulări îmbunătătite pentru puteri de peste 1MW. Printre elementele de optimizare ale modelului se va urmări comportamentul maşinii asincrone la frecventele mici conform celor indicate în paragraful 11.1.5. Din tabelul determinărilor rezultă ca un factor economic important în alegerea amplasamentului, valoarea minimă a vitezei vântului de la care sistemul poate opera. Acest parametru, viteza minimă a vântului, va indica pentru utilizator daca site-ul ales justifică amplasarea în contextul aplicaţiei studiate conversia eoliană-hidro. Mai jos, in tabel, sunt prezentate succint aceste rezultate ale simulărilor


HIDROEOL

RST


.

Viteza vant (m

/s)

Turatia turbina n

t (p.u)

Cuplu

turbina T

t (p.u.)

Cuplu

CV, T

out (p.u.)

Turatie C

V, n

out (p.u.)

Turatie G

S, nG

S (p.u.)

Putere

GS, P

GS

(W)

Tensiune U

(V) Frecventa

f (Hz)

Cuplu M

A

TM

A (Nm

)

Turatie Ma

nM

A (rot/m

in)

Putere

pompa

centrifuga P

pompa (W

)

Turatie pom

pa centrifuga

npom

pa (rot/m

in)

Putere

turbina eoliene

(W)

Randam

ent R

andament

global

0 0

0 0

0 0

0 1

00

0 0

00

#DIV

/0! #D

IV/0!

1 0.11

0.013 0.0035

0.385 0.11

1.14 1

00

0 0

01.43

0.00 0.000

2 0.22

0.05 0.014

0.77 0.22

9.14 4.4

00

0 0

011

0.00 0.000

3 0.33

0.11 0.031

1.155 0.33

30.8 14.85

00

0 0

036.3

0.00 0.000

4 0.44

0.2 0.056

1.54 0.44

73 35.19

15.20.057

859.25 38

859.2588

0.43 0.173

5 0.55

0.31 0.087

1.925 0.55

143 68.73

24.70.068

1396.33 75.27

1396.34170.5

0.44 0.177

6 0.66

0.45 0.13

2.31 0.66

250 118.76

31.860.092

1800.6 131.95

1800.6297

0.444 0.178

7 0.77

0.61 0.17

2.695 0.77

390 188.6

38.350.12

2167.65 208.96

2167.66469.7

0.44 0.178

8 0.88

0.79 0.22

3.08 0.88

580 281.51

44.550.16

2518.3 313.13

2518.29695.2

0.45 0.180

9 0.99

1.0098 0.283

3.465 0.99

832.7 380

50.610.185

2860.2 424

2860.2999.702

0.42 0.170

10 1

1 0.28

3.5 1

833 380

50.610.185

2860.5 424

2860.21000

0.42 0.170

11 1

1 0.28

3.5 1

833 380

50.610.185

2860.5 424

2860.21000

0.42 0.170

12 1

1 0.28

3.5 1

833 380

50.610.185

2860.5 424

2860.21000

0.42 0.170


HIDROEOL

RST


13.BIBLIOGRAFIE IPA

[1] Octavian Căpăţână, Mihaela Drăgan, Rareş Cazan, Hydro-Eolian Energetical Ensamble, Procc. Of IFAC 2007, Cluj-Napoca, Romania. Ilie V. et all, The wind energy using (in Romanian), Technical Publishing House, Bucharest 1984.

[2] HIDROELECTRICA S.A. www.hidroelectrica.ro [3] LPELECTRIC S.A. www.lpelectric.ro. [4] Comşa D., Darie S., Maier V., Chindriş M. – The industrial electric installations

design, The second editions. Bucharest, Didactical and pedagogical publishing House EDP, 1983.

[5] Darie S., Vădan I., - Electric Energy Production, Transport and Distribution – vol. 1, Electric Energy Production, UTPRES Publishing House, Cluj-Napoca, 2000.

[6] Căpăţână s.a. – Hydro-Eolian Energetical Ensamble, Proceedings of AQTR, 2007, Cluj-Napoca, Romania.

[7] Z. Wasfi, Hybrid wind-hydro power plant, Patent US006023105, 8 Feb. 2000. [8] S. Ardelean, I. Vadan, S. Pavel, D. Căpăţână, A. Călăraşu, Hydro-Eolian Hybrid

Power Plant, The 7-th International Power Systems Conference PSC 2007, November 22-23, 2007, Timişoara, Romania, pp. 15-20.

[9] C. Diaconu, S. V. Oprea, Strategy for renewable sources integration into the romanian power systems, The 7-th International Power Systems Conference PSC 2007, November 22-23, 2007, Timişoara, Romania, pp. 217-220.

[10] S. Darie, I. Vadan, Producerea, Transportul şi Distribuţia Energiei Electrice, vol. 1 – Instalaţii pentru Producerea Energiei Electrice, Editura U.T.PRES Cluj-Napoca, 2000.

[11] G. Voicu, C. Ţânţăreanu, Hybrid solutions for rural electrification. Case studies. ICEMENERG, 1999, Bucharest, Romania.

[12] Maria Somaraki, A Feasibility Study of a Combined Wind-Hydro Power Station in Greece – Doctoral Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, October 2003, Glasgow, G.B.

[13] Bill Girling, Wind/Hydro Integration for Manitoba Hydro-s System, presented to Wind-Hydro Integration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[14] Hannele Holttinen, Wind-Hydro Integration on a large Hydro System, Wind-Hydro Integration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[15] Wasfi Youssef, Hybrid Wind-Hydro Power Plant, Patent US 006023105 A, 8 Febr. 2000.

[16] Alexander de Lemos Pereira, Modular Supervisory Controller for Hybrid Power Systems, Ph.D. Thesis, Technical university of Denmark – DTU, June 2000.

[17] Jon Barton, David Infield, Energy Storage and its Use with Intermitent Renewable Energy, IEEE Transactions on Energy Conversion, vol.10 No. 2, June 2004.

[18] Ioanis Niadas, Panos, Mentzelopoulos, Probabilistic Flow Duration curves for Small plant design, and performance Evaluation, Water Ressource management, No. 10, 2007.

[19] Angelos Mademlis, Wind and hydro power system for the Tweed Valley Ecovillage, Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2002, Glasgow, G.B.

[20] Sivakumar Vekapoma, Carron Valley – A Case Study for Comunity Wind Power, Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2004, Glasgow, G.B.


HIDROEOL

RST


[21] Bob Fesmire, Wind&Hydro: a match made in heaven?, Electric Light and Power, May/June 2006; 84, 3.

[22] W. Leonhard, M. Grobe, Technical University of Braunschweig, Germany, Sustainable Electrical Energy Supply with Wind, Biomass and Pumped Storage – a Realistic Long Term Strategy or Utopia?

UTCN [1] Octavian Căpăţână, Mihaela Drăgan, Rareş Cazan, Hydro-Eolian Energetical Ensamble,

Procc. Of IFAC 2007, Cluj-Napoca, Romania. Ilie V. et all, The wind energy using (in Romanian), Technical Publishing House, Bucharest 1984.

[2] Joliet Technology SL, www.joliet-europe.com. [3] ECOINNOVATION Renewable Energy, www.ecoinnovation.co.nz. [4] Comşa D., Darie S., Maier V., Chindriş M. – The industrial electric installations design,

The second editions. Bucharest, Didactical and pedagogical publishing House EDP, 1983. [5] Darie S., Vădan I., - Electric Energy Production, Transport and Distribution – vol. 1,

Electric Energy Production, UTPRES Publishing House, Cluj-Napoca, 2000. [6] Căpăţână s.a. – Hydro-Eolian Energetical Ensamble, Proceedings of AQTR, 2007, Cluj-

Napoca, Romania. [7] Z. Wasfi, Hybrid wind-hydro power plant, Patent US006023105, 8 Feb. 2000. [8] S. Ardelean, I. Vadan, S. Pavel, D. Căpăţână, A. Călăraşu, Hydro-Eolian Hybrid Power

Plant, The 7-th International Power Systems Conference PSC 2007, November 22-23, 2007, Timişoara, Romania, pp. 15-20.

[9] C. Diaconu, S. V. Oprea, Strategy for renewable sources integration into the romanian power systems, The 7-th International Power Systems Conference PSC 2007, November 22-23, 2007, Timişoara, Romania, pp. 217-220.

[10] S. Darie, I. Vadan, Producerea, Transportul şi Distribuţia Energiei Electrice, vol. 1 – Instalaţii pentru Producerea Energiei Electrice, Editura U.T.PRES Cluj-Napoca, 2000.

[11] Daniel Kenning, Energy training 4 Europe, A Guide to Renewable Energy – Hybrid System Module.

[12] G. Voicu, C. Ţânţăreanu, Hybrid solutions for rural electrification. Case studies. ICEMENERG, 1999, Bucharest, Romania.

[13] Maria Somaraki, A Feasibility Study of a Combined Wind-Hydro Power Station in Greece – Doctoral Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, October 2003, Glasgow, G.B.

[14] Bill Girling, Wind/Hydro Integration for Manitoba Hydro-s System, presented to Wind-Hydro Integration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[15] Hannele Holttinen, Wind-Hydro Integration on a large Hydro System, Wind-Hydro Integration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[16] Clint Kalich, A Parametric Evaluation of Wind/Hydro Integration in the Avista System in the Pacific NorthWest, Avista Corp. Workshop, PORTLAND 21.03.2007.

[17] Tom Acker, Ph.D., Operating Agent, Task 24, Northern Arizona University, IEA Task 24 – Integration of Wind and Hydropower Systems, Wind-Hydro Integration Workshop UWIG, PORTLAND, 21-22.03.2007.

[18] Matt Schuerger, Wind-Hydro Integration in the Missouri Basin, Annual Meeting, December 8, 2003.

[19] Joseph Cohen et all., Analysis of Wind-Hydro Integration Value in Vermont, WINDPOWER 2003, May 21, 2003.


HIDROEOL

RST


[20] Brian Parsons, National Renewable Energy Laboratory, Integration of Wind and Hydropower Systems, IEA Wind Implementing Agreement, November 2004.

[21] Luis Jose Garces, Yan Liu, Sumit Bose, General Electric Company, System and Method for Integrating Wind and Hydroelectric Generation and Pumped Energy Storage Systems, Patent US 2007/0114796 A1, May 24, 2007.

[22] Wasfi Youssef, Hybrid Wind-Hydro Power Plant, Patent US 006023105 A, 8 Febr. 2000.

[23] Alexander de Lemos Pereira, Modular Supervisory Controller for Hybrid Power Systems, Ph.D. Thesis, Technical University of Denmark – DTU, June 2000.

[24] The AQABA Hybrid Scheme, www.unu.edu/unupres/unupbooks/UU18ce/uu18ceOd.htm

[25] Jon Barton, David Infield, Energy Storage and its Use with Intermitent Renewable Energy, IEEE Transactions on Energy Conversion, vol.10 No. 2, June 2004.

[26] Pedro Rosas, Dynamic influences of Wind power on the power Systems, Ph.D. Thesis, Technical University of Denmark – DTU, June 2000.

[27] Bao Nengscheng, Ma Xinqian, Ni Weidon, Investigation on the integral output powe model, of large scale wind farm, Frontiers of Energy and Power Engineering in China, vol.1, no. 1, feb. 2007.

[28] Ioanis Niadas, Panos, Mentzelopoulos, Probabilistic Flow Duration curves for Small plant design, and performance Evaluation, Water Ressource management, No. 10, 2007.

[29] Angelos Mademlis, Wind and hydro power system for the Tweed Valley Ecovillage, Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2002, Glasgow, G.B.

[30] Sivakumar Vekapoma, Carron Valley – A Case Study for Comunity Wind Power, Thesis, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2004, Glasgow, G.B.

[31] Kiriakos Antonakis, Analysis of the Maximum Wind energy penetration in the Island of Crete, University of Strathclyde, Dept. Of Mechanical Engineering, 2006, Glasgow, G.B. http://www.esru.strath.ac.uk/EandE/theses.htm

[32] Bob Fesmire, Wind&Hydro: a match made in heaven?, Electric Light and Power, May/June 2006; 84, 3.

[33] W. Leonhard, M. Grobe, Technical University of Braunschweig, Germany, Sustainable Electrical Energy Supply with Wind, Biomass and Pumped Storage – a Realistic Long Term Strategy or Utopia?

UTBV [2.1]. P. Sørensen, A. Hansen, L. Janosi, J. Bech, B. Bak-Jensen, „Simulation of interaction

between wind farm and power system”, Risø-R-1281(EN), Risø National Laboratory, Dec. 2001.

[2.2]. P. Sørensen, A. D. Hansen, P. A. C. Rosas, „Wind models for simulation of power fluctuations from wind farms”, Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, vol. 90, pp. 1381-1402, Dec. 2002.


HIDROEOL

RST


[2.3]. P. A. C. Rosas, P. Sørensen, H. Bindner, „Fast wind modeling for wind turbines”, Proc. of the Wind Power for the 21 Century: EUWER Special Topic Conference and Exhibition, pp. 184-187, Sept. 2000.

[2.4]. P. Rosas, „Dynamic influence of Wind Power on the Power System”, PhD Thesis, Section of Electric Power Engineering, DTU, Denmark, March 2003.

[2.5]. Siegfried Heier, „Grid integration of wind energy conversion systems”, chapter: Wind energy conversion system – Modeling turbine characteristics, pp.43-44, John Wiley & Sons, Ltd, ISBN-13 978-0-470-86899-7, 2006.

[2.6]. Nicolas Guiho, Florin Iov, Philippe Venne, Remus Teodorescu, „Development of a real time small wind turbine simulator”, Power Electronics and Drive Project, Institute of Energy Technology, Aalborg, Denmark.

[2.7]. R.C. Bansal, T.S. Bhati, „Small Signal Analysis of Isolated Hybrid Power Systems – Reactive Power and Frequency Control Analysis”, Narosa Series in Power and Energy Systems, Alpha Science International Ltd., India, 2008.

[2.8]. S. J. Chapman, „Electric Machinery Fundamentals – 4th edition”, McGraw-Hill International Edition, Singapore, 2005.

[2.9]. A. Nicolaide, “Maşini electrice. Teorie. Proiectare”, vol. I, II, Ed. Scrisul Romanesc, Craiova, 1975.

[2.10]. T. Dordea, “Maşini electrice”, Ed. Didactica şi Pedagogica, Bucuresti, 1977.

[2.11]. Kovacs K. Pal, „Analiza regimurilor tranzitorii ale maşinilor electrice”, Ed. Tehnica, Bucuresti, 1980.

[2.12]. P. M. Anderson, A. A. Fouad, „Power System Control and Stability – 2nd edition”, IEEE Press Power Engineering Series, Wiley-Interscience, USA, 2003.

[2.13]. P. C. Krause, O. Wasynczuk, S. D. Sudhoff, „Analysis of Electric Machinery and Drive Systems”, John Wiley & Sons Inc., March 2002.

[2.14]. R.C. Bansal, „Three-Phase Self-Excited Induction Generator (SEIG): An overview”, IEEE Trans. Energy Conversion, vol. 20, no. 2, pp. 292-299, June. 2005.

[2.15]. A.M. Zarringhalam, „Development and Performance Analysis of A Distributed Generation Scheme Composed of Microturbine and Induction Generator”, Ph. D Thesis, University of Waterloo, Ontario, Canada, 2004.

[2.16]. C. Marinescu, D. Bidian, M. Cernat, „Maşini şi aparate electrice ”, vol. 1., Ed. Lux Libris, Brasov, 1998.

[2.17]. M. Cernat, D. Bidian, C. Marinescu, „Maşini şi aparate electrice”, vol.2, Ed. Universitatii Transilvania, Brasov, 1998.


HIDROEOL

RST


[2.18]. I. Boldea, S.A. Nasar, „The Induction Machine Handbook”, CRC Press, U.S., 2001.

[2.19]. MathWorks – SimPowerSystem, „Asynchronous Machine”, (Online: http://www.mathworks.de/products/simpower/blocklist.html)

[2.20]. M. Godoy Simoes, Felix A. Farret „Renewable Energy Systems. Design and Analysis with Induction Generator”, CRC Press LLC 2004.

[2.21]. L. Louze, A. Khezzar, M. Boucherma, „An Analytical Analysis for Self-Excited Induction Generator”, ICEM 2006.

[2.22]. R. J. Harrington, F. M. M. Bassiouny, “New approach to determine the critical capacitance for self-excited induction generators” IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 13, No. 3, September 1998.

[2.23]. C. Chakraborty, S. N. Bhadra, A. K. Chatopadhyay, “Excitation requirements for stand alone three-phase induction generator” IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 13, No. 4, December 1998.

[2.24]. Eltamaly, A.M., “New formula to determine the minimum capacitance required for self-excited induction generator”, IEEE 33rd Annual Power Electronics Specialists Conference, 2002, Volume 1, Issue , 2002 Page(s): 106 - 110 vol.1.

[2.25]. Zidani Y., Naciri M., “A numerical analytical approach for the optimal capacitor used forthe self excited induction generator”, IEEE 32nd Annual Power Electronics Specialists Conference, 2001,Volume 1, Issue , 2001 Page(s):216 - 220 vol. 1.

[2.26]. Fathy Mohamed Bassiouny, „Modelling and performance Analysis of Isolated Asynchronous Generators”, A Dissertation submitted to The Faculty of The School of Engineering and Applied Science of the George Washington University, January 30, 1998.

[2.27]. James D. Bailey, “Factors Influencing the Protection of Small-to-Medium Size Induction Generators”, IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 24, No. 5, September 1988.

[2.28]. Ned Mohan, “Advanced electric drives”, Chapter 9, MNPERE, ISBN 0-9715292-0-5, 2001;

[2.29]. Paul C.Krause, Oleg Wasynczuk, Scott D. Sudhoff, “Analysis of Electric Machinery”, IEEE Press, ISBN 0-7803-1101-9, 1995;

[2.30]. Ned Mohan, “Power electronics converter, application and design”, 2nd edition, chapter 5 pages 79-114, John Wiley & Sons Ltd, ISBN 0-7923-7270-0.

[2.31]. L. Barote, R. Weissbach, R. Teodorescu, C. Marinescu, M. Cirstea, „Stand-Alone Wind System with Vanadium Redox Battery Energy Storage”, IEEE, International Conference


HIDROEOL

RST


on Optimization of Electrical and Electronic Equipments, OPTIM’08, 22-24 May, Brasov, Romania, 2008, pp. 407-412.

[2.32]. L. Barote, L. Clotea, „MPPT Control of a Variable-Speed Wind Turbine”, Bulletin of the Transilvania University of Brasov– Vol.13(48), Series A1, ISSN 123-9631, Brasov, Romania 2006, pp. 195-201.

raport stiintific si tehnic etapa 3 - executie model ... · dimensionarea bateriei de acumulatoare...

Documents