Universitatea Transilvania din Brasov Optimizarea sistemelor de

Investeşte în oameni!

FONDUL SOCIAL EUROPEAN Programul Operaţional Sectorial Dezvoltarea Resurselor Umane 2007 – 2013 Axa prioritară 1 „Educaţie şi formare profesională în sprijinul creşterii economice şi dezvoltării societăţii bazate pe cunoaştere” Domeniul major de intervenţie 1.5. „Programe doctorale şi post-doctorale în sprijinul cercetării” Titlul proiectului: „Studii doctorale pentru dezvoltare durabilă (SD-DD)” Numărul de identificare al contractului: POSDRU/6/1.5/S/6 Beneficiar: Universitatea Transilvania din Braşov

Universitatea Transilvania din Brasov

Scoala Doctorala Interdisciplinara

Departament de cercetare: Sisteme electrice avansate

Ing. Andreea FORCOȘ

Optimizarea sistemelor de stocare a energiei

eoliene utilizând energia hidroelectrică

Wind energy storage systems optimization

using hydro electric energy

Conducător ştiinţific

Prof.dr.ing. Corneliu MARINESCU

BRAȘOV, 2011

MINISTERUL EDUCAŢIEI, CERCETĂRII, TINERETULUI ŞI SPORTULUI UNIVERSITATEA TRANSILVANIA DIN BRAŞOV

BRAŞOV, B-dul EROILOR, Nr. 29, 500036, Tel. 0268413000, Fax.+40-0268410525

RECTORAT D-nei/lui…………………………………………………………………………………

COMPONENŢA Comisiei de doctorat

Numită prin Ordinul Rectorului Universităţii Transilvania din Braşov nr. 4748/6.09.2011

PREŞEDINTE: Prof. univ. dr. ing. Sorin MORARU

DECAN - Facultatea de Inginerie Electrică şi Ştiinţa Calculatoarelor Universitatea “Transilvania” din Braşov

CONDUCĂTOR ŞTIINŢIFIC: Prof. univ. dr. ing. Corneliu MARINESCU Universitatea “Transilvania” din Braşov

REFERENŢI: Prof. univ. dr. ing. Dan FLORICĂU Universitatea “Politehnica” din Bucureşti

Prof. univ. dr. ing. Valentin NĂVRĂPESCU Universitatea “Politehnica” din Bucureşti Conf. univ. dr. ing. Luminița CLOȚEA

Universitatea “Transilvania” din Braşov

Data, ora şi locul susţinerii publice a tezei de doctorat: Marți, 27 Septembrie 2011, ora 1200, sala NP18 din cadrul Facultăţii de Inginerie Electrică şi Ştiinţa Calculatoarelor.

Eventualele aprecieri sau observaţii asupra conţinutului lucrării vă rugam să le transmiteţi, în timp util pe adresa Facultăţii de Inginerie Electrică şi Ştiinţa Calculatoarelor, strada Politehnicii nr. 1, sau pe adresa de email [email protected]. Totodată vă invităm să luați parte la ședința publică a tezei de doctorat.

Vă mulțumim.

CUPRINS Pag. Pag.

teza rezumat

INTRODUCERE 3 1 Obiectivele lucrării 4 2 Organizarea tezei 4 3

1. MIJLOACE DE STOCARE A ENERGIEI EOLIENE 6 4 1.1. Trecere în revistă a mijloacelor de stocare a energiei eoliene 7 4 1.1.1 Stocare energiei electrice în supracondensatoare 7 1.1.2. Stocarea energiei în sisteme inerțiale cu roată volantă 8 1.1.3. Stocarea energiei sub forma energiei chimice 9 1.1.4. Stocarea energiei sub forma energiei sub forma energiei potențiale a aerului comprimat 12 1.1.5. Stocarea energiei în energia potențială a apei 14 1.2. Stocarea energiei prin pomparea apei 14 6 1.2.1. Amenajările centralelor hidroelectrice cu acumulare prin pompare 15 1.2.2. Exemple de stocare a energiei electrice prin pomparea apei 17 1.2.3. Avantajele și dezavantajele stocării energiei electrice prin pomparea apei 17 1.3.Concluzii 18 8

2. POMPAREA APEI APLICATĂ CA METODĂ DE STOCARE PENTRU ENERGIA EOLIANĂ 19 9 2.1. Descrierea unui sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei 19 9 2.1.1. Turbina eoliană 20 10 2.1.2. Convertor electric 21 10 2.1.3. Mașină electrică pentru antrenarea pompei 23 10 2.1.4. Pompa 24 11 2.2. Probleme care apar la conversia energiei eoliene în energie hidroelectrică 25 11 2.2.1. Funcționarea sistemului în regim de turație variabilă 25 11 2.2.2. Probleme legate de randament 26 12 2.3. Concluzii 32 14

3. MODELAREA ELEMENTELOR DIN CADRUL SISTEMULUI AUTONOM PROPUS PENTRU STOCAREA ENERGIEI EOLIENE PRIN POMPAREA APEI 33 15 3.1. Turbina eoliană 33 15 3.1.1. Modelarea rotorului turbine 33 15 3.1.2. Modelarea cutiei de viteze 36 16 3.1.3. Modelarea generatorului eolian 37 16 3.2. Modelarea convertorului electric de putere 39 18 3.2.1 Funcționarea convertorului electric de putere 39 18 3.2.2. Invertorul classic cu două nivele de tensiune 41 18

3.2.3. Invertorul multinivel 41 19 3.2.3.1. Conceptul multinivel 41 19 3.2.3.2. Clasificarea convertoarelor multinivel 43 20 3.2.3.4. Tehnici de modulație ale convertoarelor multinivel 50 23 3.2.3.5. Supramodulația 57 3.2.6. Analiza pierderilor unui invertor 58 25 3.2.6.1. Modelul de calcul al pierderilor unui invertor 58 25 3.2.6.2. Comparație între un invertor cu două și cu trei nivele de tensiune 59 26 3.3. Modelarea mașinii asincrone 62 28 3.3.1. Modelarea tipurilor de control ale maşinii asincrone 62 28 3.3.1.1. Cotrolul scalar V/Hz 62 28 3.3.1.2. Modelul vectorial cu orientare după câmp 64 29 3.3.1.2. Metoda vectorială directă de orientare după câmp 66 29 3.3.1.2.2. Metoda vectorială indirectă de orientare după câmp 66 29 3.3.3. Pierderile și randamentul mașinii asincrone 68 30 3.3.4. Defluxarea mașinii asincrone 71 31 3.3.5. Optimizarea controlului mașinii asincrone pentru obținerea unui randament cât mai ridicat într-o aplicație de stocare a energiei prin pomparea apei 73 32 3.4. Modelarea pompei centrifuge 74 3.5. Concluzii 77 34

4. SIMULAREA SISTEMULUI AUTONOM DE STOCARE A ENERGIEI EOLIENE PRIN POMPAREA APEI 78 35 4.1. Simulări privind comportamentul sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei 78 35 4.2. Validarea metodei de control V/Hz3 pentru mașina de antrenare a pompei prin simulări comparative între diferite metode de comandă 81 37 4.2.1. Simulare realizată în contextul condițiilor nominale de funcționare a mașinii asincrone 82 38 4.2.2. Simulare asupra comportamentului mașinii de antrenare a pompei în contextul unui potențial eolian scăzut 85 41 4.3. Concluzii 89 45

5. EXPERIMENTE PRIVIND FUNCȚIONAREA UNUI SISTEM AUTONOM DE STOCARE A ENERGIEI EOLIENE PRIN POMPAREA APEI 90 46 5.1 Validarea metodei de control a mașinii asincrone de antrenare a pompei 90 46 5.1.1. Validarea metodei de control la nivelul de putere de 2,2 kW 91 47 5.1.1.1. Descrierea standului experimental 91 47

5.1.1.2. Implementarea comenzii pentru emularea sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei în dSPACE® 92 48 5.1.1.3. Rezultatele determinărilor experimentale 96 49 5.1.2. Validarea metodei de control la nivelul de putere de 5,5 kW 102 54 5.1.2.1. Descrierea standului experimental 102 54 5.1.2.2. Implementarea comenzii pentru emularea sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei în dSPACE® 103 55 5.1.2.3. Comparaţia rezultatelor obţinute prin cele două metode de control ale maşinii asincrone (V/Hz şi V/Hz3) 106 56 5.2. Analiza experimentală, la nivel de laborator, a invertorului cu trei nivele de tensiune cu diode flotante, 3L NPC 108 58 5.3 Concluzii 111 60

6. FINAL CONCLUSIONS. ORIGINAL CONTRIBUTIONS. FURTHER RESEARCH DIRECTIONS 112 61

BIBLIOGRAFIE PARȚIALĂ 65

ANEXA A. Locații de centrale de stocare a energiei prin pomparea apei 119

ANEXA B. Determinarea experimentală a pierderilor mașinii asicrone 124

ANEXA C. Modele Matlab/Simulink® utilizate în simulări 130

ANEXA D. Modele Matlab/Simulink® pentru realizarea controlului

și achiziției de date în dSPACE® 137

DISEMINAREA REZULTATELOR

REZUMAT/ABSTRACT

CURRICULUM VITAE

TABLE OF CONTENTS

Pag. Pag. thesis summary

INTRODUCTION 3 1 Objectives 4 2 Thesis structure 4

1. WIND ENERGY STORAGE METHODS 6 4 1.1. Wind energy storage methods review 7 4 1.1.1. Supercapacitors energy storage 7 1.1.2. Flywheel energy storage 8 1.1.3. Storing energy in batteries 9 1.1.4. Compressed air energy storage 12 1.1.5. Storing energy by water potential energy 14 1.2. Pumped storage 14 6 1.3.Conclusions 17 8

2. PUMPED STORAGE FOR WIND ENERGY 19 9 2.1. Wind energy pumped storage system description 19 9

2.1.1. Wind turbine 20 10 2.1.2. Electric converter 21 10 2.1.3. Electric machine for pump drive 21 10 2.1.4. Pump 23 11

2.2. Wind to hydro conversion problems 25 11 2.2.1. Variable speed operation of the system 25 11 2.2.2. Efficiency problems 26 12 2.3. Conclusions 32 14

3. AUTONOMOUS WIND ENERGY PUMPED STORAGE SYSTEM MODELING 33 15 3.1. Wind turbine 33 15

3.1.1. Wind turbine rotor modeling 33 15 3.1.2. Gearbox modeling 36 16 3.1.3. Wind generator modeling 37 16

3.2. Electric converter modeling 39 18 3.2.1 Electric converter operation 39 18 3.2.2. Two level voltage classic inverter 41 18 3.2.3. Multilevel Inverter 41 19 3.2.3.1. Multilevel concept 41 19 3.2.3.2. Multilevel converter classification 43 20 3.2.3.4. Multilevel converter modulation techniques 50 23

3.2.3.5. Overmodulation 57 3.2.6. Inverter losses investigation 58 25

3.2.6.1. Inverter losses model 58 25 3.2.6.2. Two level and three level inverter losses comparison 59 26

3.3. Induction machine modeling 62 28 3.3.1. Induction machine control methods 62 28

3.3.1.1. V/Hz control 62 28 3.3.1.2. Field oriented model 64 29

3.3.1.2. Direct field oriented control method 66 29 3.3.1.2.2. Indirect field oriented control method 66 29

3.3.3. Induction machine losses and efficiency 68 30 3.3.4. Induction machine field weakening 71 31 3.3.5. Induction machine control optimization for wind energy pumped storage system efficiency improving 73 32

3.4. Pump modeling 74 33 3.5. Conclusions 77 34

4. AUTONOMOUS WIND ENERGY PUMPED STORAGE SYSTEM SIMULATION 78 35 4.1. Simulation regarding autonomous wind energy pumped storage system Behavior 78 35 4.2. Pump driving machine control method validation by simulation of different control methods in contrast 78 37 4.2.1. Induction machine nominal operation simulation 82 38 4.2.2. Low wind speed context of induction machine simulation 85 41 4.3. Conclusions 89 45

5. EXPERIMENTS REGARDING AUTONOMOUS WIND ENERGY PUMPED STORAGE SYSTEM OPERATION 90 46 5.1 Pump drive electric machine control method validation 90 46

5.1.1. Control method experimentally validation at 2,2 kW 91 47 5.1.1.1. Experimental setup description 91 47 5.1.1.2. Implementation control for wind energy pumped storage system emulation in dSPACE® 92 48 5.1.1.3. Experimental results 96 49

5.1.2. Control method experimentally validation at 5,5 kW 102 54 5.1.2.1. Experimental setup description 102 54 5.1.2.2 Implementation control for wind energy pumped storage system emulation in dSPACE® 103 55 5.1.2.3. Experimental results comparison for V/Hz and V/Hz3 106 56

5.2. Experimental analysis of three level neutral point clamped interter 108 58 5.3. Conclusions 111 60

6. FINAL CONCLUSIONS. ORIGINAL CONTRIBUTIONS. FURTHER RESEARCH DIRECTIONS 112 61

REFERENCES 65

Appendices A. Pumped storage locations globally 119

Appendices B. Experimentally determination of induction machine

losses 124

Appendices C. Matlab/Simulink® models used in simulations 130

Appendices D. Matlab/Simulink® models for real time control and

data aquisition with dSPACE® 137

AUTHOR PUBLICATIONS

ABSTRACT

CURRICULUM VITAE

În rezumat s-au păstrat notațiile figurilor, ecuațiilor și tabelelor din teza de doctorat.

Capitolul 1. Mijloace de stocare a energiei eoliene

1

INTRODUCERE

Lumea secolului XXI se confruntă cu o situație tot mai acută cu efecte ireversibile asupra planetei pe plan fizic, ecologic, social și economic. Aceasta este cauzată de setea de energie existentă la nivel global, corelată cu creşterea nivelului de poluare, precum şi cu preconizarea epuizării resurselor de combustibili fosili. În acest context sunt promovate tot mai intens sursele regenerabile de energie. Pe plan mondial și național sunt dezvoltate strategii în scopul creșterii ratei de producere a energiei din aceste surse.

Referitor la România, 38% din energie ar trebui să fie produsă din surse ‘verzi’ până în anul 2020. Bruxelles-ul a stabilit pentru ţara noastră ţinte intermediare, iar dacă România eşuează în atingerea a două asemenea ţinte consecutiv, strategia naţională va trebui revizuită. Această conjunctură a favorizat creșterea nivelului de producere a energiei eoliene. Astfel, în anul 2010, un procent de 22% din totalul de energie regenerabilă produsă era dat de energia eoliană [1].

Problema care apare referitor la integrarea energiei eoliene constă în impredictibilitatea și variabilitatea sa. Caracterul instabil este reflectat în funcționarea sistemului electroenergetic prin perturbaţii şi deteriorarea calității energiei. În cazul reţelelor mici, izolate, efectele sunt foarte pronunţate. În astfel de situaţii, turbinele eoliene trebuie deconectate şi se pierde energia care ar putea fi produsă în intervalul de timp în care acestea sunt oprite [2], [3].

O rezolvare a acestei probleme constă în stocarea energiei eoliene pe termen lung. Dintre metodele de stocare a energiei, o bună alternativă este cea prin pomparea apei datorită avantajelor aduse de aceasta, respectiv capacitate mare şi timp îndelungat de stocare. Prin această metodă de stocare energia, care ar fi pierdută în intervalul de timp în care operatorii de reţea nu permit conectarea turbinei eoliene, este capturată în energia potenţială a apei şi utilizată de către hidrocentrale atunci când cererea de energie este mare, de exemplu în perioadele cu vârf de sarcină.

Totuși, conversia energiei cinetice a vântului în energia potenţială a apei implică un sistem format din multiple elemente, cu parametri variabili şi în interdependenţă unii faţă de alţii. Pentru buna funcţionare a sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei este necesară alegerea unor elemente care să fie adecvate regimului de funcţionare, care este unul variabil. De asemenea, parametrii acestora trebuie controlaţi corespunzător pentru obţinerea unei performanţe cât mai ridicate. Totodată, lanţul energetic de conversie din care este constituit un sistem de stocare a energiei eoliene este afectat de pierderi şi randamentul global este scăzut.

În România nu există implementate centrale de stocare a energiei electrice prin pompare. La Tarnița-Lăpuștești, în județul Cluj, s-a dorit construcția unei astfel de centrale cu acumulare prin pompaj. Această centrală a fost proiectată cu 4 grupuri reversibile turbină-pompă, fiecare a câte 250 MW. Execuția proiectului a fost amânată, astfel, conform unui comunicat de presă al S.C. Hidroelectrica S.A. din mai 2011, abia în anul 2017 se vor executa lucrările de punere în funcțiune a primelor două grupuri energetice și în anul 2019 va avea loc punerea în funcțiune conform indicatorilor aprobați, la capacitate finală [4].


2

Tematica abordată în cadrul tezei de doctorat este de actualitate. Se încadrează în domeniile 2 și 3, prioritare pentru cercetare din FP7 al Uniunii Europene, astfel [5]:

D 2: Energie: Sisteme și tehnologii energetice durabile, securitatea energetică, promovarea tehnologiilor energetice curate, a măsurilor de protecție a mediului și a reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră;

D 3: Mediu: Modalități și mecanisme pentru reducerea poluării mediului, tehnologii cu grad scăzut de poluare, în special în transporturi și producerea energiei.

România are un bun potențial eolian, neexploatat la capacitate maximă, precum şi resurse hidro exploatate în mare măsură. Astfel, metoda de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei poate fi implementată cu succes în ţara noastră pentru îndeplinirea obligaţiilor referitoare la integrarea surselor regenerabile de energie. Repartizarea geografică a acestora din urmă asigură totodată și o distribuție echilibrată a resurselor.

Obiectivele tezei: Având în vedere cele menţionate, în această teză de doctorat se promovează utilizarea

sistemelor nepoluante de producere și stocare a energiei eoliene, rezultate din asocierea a două resurse naturale gratuite: vânt și apă.

Un prim obiectiv al tezei este analizarea sistemului de stocare a energiei eoliene utilizând energia hidroelectrică. Alt obiectiv important constă în identificarea soluției optime pentru configurația sistemului. De asemenea, este importantă identificarea parametrilor funcționali ai sistemului.

Obiectivul principal este acela de optimizare a sistemului de stocare a energiei eoliene utilizând energia hidro-electrică, care se realizată din punct de vedere al creșterii randamentului global.

Organizarea tezei de doctorat Teza de doctorat este organizată în șase capitole și patru anexe, care evidențiază etapele de

elaborare a lucrării. În Capitolul 1. Mijloace de stocare a energiei eoliene este prezentată o trecere în revistă a

mijloacelor de stocare a energiei, aplicate cu precădere energiei eoliene. Este realizată o clasificare a acestora în funcție de durata de stocare. În partea a doua a acestui capitol este descrisă stocarea energiei electrice prin pomparea apei considerată ca atare, fără asocierea cu o sursă de energie regenerabilă. Datorită avantajelor acestei metode de stocare a energiei electrice, prin capacitatea mare, timpul de răspuns rapid și flexibil, durata îndelungată de stocare, această metodă este considerată a fi o bună alternaticvă de stocare și de integrare a energiei eoliene.

Capitolul 2. Pomparea apei ca metodă de stocare a energiei eoliene cuprinde două părți. În prima parte este descris sistemul implicat pentru producerea energiei electrice din energia cinetică a vântului, pâna la partea de conversie în energia potențială a apei. Sunt prezentate fiecare dintre


3

elementele din care acesta este format pentru funcționarea în mod autonom. În a doua parte a acestui capitol sunt aduse în discuție problemele care apar la o conversie de tip eolian-hidro.

După cum arată și denumirea sa, Capitolul 3. Modelarea elementelor din cadrul sistemului autonom propus pentru stocarea energiei eoliene prin pomparea apei, prezintă modelele matematice ale fiecărui element al lanțului electroenergetic din care este format sistemul, funcționând în mod autonom. În cadrul acestui capitol este descrisă o metodă de control propusă pentru mașina asincronă de antrenare a pompei, care își are utilitatea într-o astfel de aplicație. Această metodă de comandă a mașinii îndeplinește obiectivul principal al acestei teze de doctorat prin creșterea randamentului global al sistemului.

În Capitolul 4. Simularea sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei sunt prezentate simulările efectuate în scopul evidențierii comportamentului sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. De asemenea, sunt prezentate o serie de simulări asupra mașinii de antrenare a pompei, privind metoda de comandă aplicată. Astfel, este validată prin simulare metoda de control propusă pentru această mașină.

Capitolul 5. Experimente privind funcționarea unui sistem autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei cuprinde două părți. În prima parte este validată metoda prin care se optimizează sistemul autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. Optimizarea are loc la nivelul mașinii de antrenare a pompei, prin comanda acesteia. De asemenea, experimentele au rolul și de a se evidenția comportarea globală a sistemului autonom de stocare a energiei prin pomparea apei. În a doua parte se prezintă analiza experimentală a invertorului cu trei nivele de tensiune cu diode flotante (NPC) și determinarea experimentală a randamentului acestuia.

În Capitolul 6. Concluzii finale. Contribuții originale. Direcții viitoare de cercetare sunt prezentate concluziile asupra tematicii abordate. De asemenea, sunt prezentate contribuțiile autoarei, precum și direcțiile viitoare de cercetare asupra subiectului abordat în această teză de doctorat.


4

CAP. 1. MIJLOACE DE STOCARE A ENERGIEI EOLIENE

Energia eoliană prezintă un caracter variabil și impredictibil. Nu are disponibilitate continuă fiind obținută dintr-o sursă intermintentă de energie, vântul. Integrarea acestui tip de energie este o problemă actuală deoarece afectează stabilitatea sistemelor energetice [1.1], [2.1], [3.1]. De asemenea, sistemele de stocare reprezintă o metodă de adaptare la variațiile cererii de energie, cum ar fi furnizarea energiei unei sarcini cu dependență de timp diferită față de generare. Includerea mijloacelor de stocare a energiei în cadrul sistemelor care au la bază producerea energiei din surse intermitente este primul pas în asigurarea fezabilității unui astfel de sistem [4.1].

Cerințele ideale ale unui sistem de stocare includ un răspuns rapid la cererea de energie, durată lungă de stocare, capacitate ridicată de stocare [4.1].

1.1. Trecere în revistă a mijloacelor de stocare a energiei eoliene Sistemele de stocare a energiei (SSE) se pot clasifica în funcție de mai multe criterii [5.1].

Unul dintre acestea se referă la durata de stocare. Astfel, SSE se împart în două mari categorii: SSE cu stocare pe scurtă durată, cu timpul de stocare mai mic de 10 minute, care cuprind:

stocarea energiei electrice în supracondensatoare: Au durată de viață lungă, se încarcă şi descarcă rapid, sunt cele mai potrivite pentru aplicaţii pe termen scurt, cum ar fi uniformizarea sarcinii. Densitatea scăzută de energie este scăzută. Un producător european a comandat un sistem de 200-700 de celule BOOSTCAP de la Maxwell Technologies în valoare de 3 milioane de dolari, care să asigure funcționarea continuă a unor turbine eoliene cu putere instalată de până la 2,5 MW [7.1], [8.1]. În figura 1.1 este prezentat un supracondensator de la firma Maxwell, care are o capacitate de 2700 F la 2,5V.

Fig. 1.1 Supracondensator de la firma Maxwell [9.1]

stocarea energiei în sisteme inerţiale cu roată volantă: Sistemele inerțiale cu roată volantă servesc la nivelarea puterii de intrare şi de ieşire a unui dispozitiv mecanic de rotire (o turbină). Sunt dispozitive de stocare în care se stochează energie cinetică prin accelerarea foarte rapidă a unui rotor, ideale pentru utilizarea în cazul reţelelor mici sau nelegate la sistemul naţional pentru netezirea vânturilor intermitente de energie produsă. Timpul de stocare este scurt.


5

Fig. 1.2. Sistem inerțial cu roată volantă [10.1]

SSE cu stocare pe lungă durată, cu timpul de stocare mai mare de 10 minute, care cuprind:

stocarea energiei sub forma energiei chimice; Stocarea energiei sub forma energiei chimice are loc în bateriile electrochimice şi reprezintă cea mai răspândită formă de stocare a energiei electrice. Plaja de putere a acestor sisteme este foarte întinsă (de la câţiva W până la câţiva MW). În tabelul 1.1 sunt sintetizate comparativ principalele caracteristici ale unor dintre cele mai întâlnite tipuri de baterii. Bateriile prezentate sunt bateria cu plumb (Pb), bateria Nichel-Cadmiu (NiCd), bateria Nichel-Metal hidrid (NiMH), Bateria cu ioni de litiu (Li-Ion) și în final un tip de baterie care funcționează pe baza unei reacții chimice de oxido-reducere, substanța electrolitului fiind Vanadiu (VRB) [6.1], [11.1],[12.1], [13.1], [14.1], [15.1].

Tabelul 1.1 Caracteristicile principalele ale unor tipuri de baterii Tip baterie Pb NiCd NiMH Li-Ion VRB

Densitate de energie [Wh/kg]

30-40 45-80 60-120 110-160 10-20

Tensiunea pe element [V] 2 1,25 1,25 3,6 1,5 Numărul ciclurilor de încărcare/ descărcare

300 1500 500 300-500 10000

Toleranță la supraîncărcare Ridicată Moderată Scăzută Foarte scăzută RidicatăTimp minim de reîncărcare [ore]

6-8 1 2-4 2-4 Ordinul minutelor

Autodescărcare Redusă Moderată Ridicată Redusă Redusă Temperaturi de funcționare (la descărcare)

-20÷60C -40÷60C -20÷60C -20÷60C 0÷40C

Randament 75% 70% 75% 99% 65÷96% Impact asupra mediului Ridicat Ridicat Redus Ridicat Scăzut

stocarea energiei sub forma energiei potenţiale a aerului comprimat;

Stocarea energiei sub forma energiei potențiale a aerului comprimat se bazează pe utilizarea energiei din perioadele de alimentare în exces pentru a comprima aerul într-o cavitate subterană. Oferă capacitate ridicată de stocare a energiei și răspuns rapid. Dezavantajul principal al acestei metode de stocare constă în necesitatea unui rezervor mare etanş care poate fi specific locaţiei;


6

Fig. 1.5. Stocarea energiei eoliene în energia potențială a aerului comprimat [16.1]

stocarea energiei sub forma energiei potenţiale a apei: Întrucât stocarea prin pomparea apei face subiectul acestei teze, această metodă de stocare este

tratată pe larg în subcapitolul 2, prin redarea unor aspecte care țin exclusiv de această metodă de stocare, luată ca atare, ci nu în asociere cu surse de energie regenerabilă.

1.2.1 Stocarea energiei sub forma energiei potenţiale a apei Stocarea energiei electrice în energia potențială a apei constă în utilizarea surplusului de energie

al surselor intermitente pentru pomparea apei dintr-un bazin inferior într-unul superior. Când este nevoie de energie, de exemplu în perioadele de vârf de sarcină, apa este eliberată și are loc producere de energie pe cale hidroelectrică [4.1], [6.1].

O centrală de stocare a energiei prin pomparea apei este ilustrată în figura 1.2.1. Este singura metodă de stocare care asigură stocarea unor cantităţi mari de energie, dar şi

integrarea surselor intermitente de energie electrică, cum sunt energia eoliană și solară. De aici, rezultă importanţa centralelor hidro-eoliene, cu toate că randamentul este mai scăzut. Combinarea energiei eoliene cu cea hidro înlătură dezavantajele menţionate anterior, referitor la energia eoliană [2.1], [17.1], [18.1].

Fezabilitatea și costul depind de amplasamentul geografic al sistemului, deoarece este necesară o cantitate mare de apă şi/sau este necesară o separare verticală între stocare şi rezervorul de descărcare. Structura fizică a sistemului de stocare poate fi construită de la zero, caz în care costurile inițiale se ridică foarte mult, sau poate fi consolidată pe baza resurselor existente sau se poate ‘profita’ de condițiile naturale. Astfel, în unele cazuri separarea între bazine a fost consolidată în subteran, unde pot fi folosite minele inundate sau alte cavităţi. Marea, lacurile sau râurile poate fi folosite ca un rezervor de înălţime inferioară. Unele baraje mari ale centralelor hidroelectrice au capacitate de stocare şi pot fi utilizate pentru pompare hidro. De altfel, orice poate ţine apa şi se află la înălţime mai mică decât bazinul superior poate fi considerat bazin inferior. De asemenea, se caută soluţii pentru realizarea bazinului superior cu costuri cât mai reduse, prin utilizarea unor lacuri naturale sau a unor văi care necesită baraje de dimensiuni reduse [7.1].


7

Bazin superiorBaraj

Bazin inferior

Clădireacentralei

Pompare/Turbinare

Conductă

Fig. 1.2.1 Centrală de stocare a energiei prin pomparea apei [20.1]

1.2.2. Exemple de centrale de stocare a energiei prin pomparea apei

Toate ţările avansate din punct de vedere economic: SUA, Japonia, Germania, etc. au astfel de centrale cu puteri totale de mii de MW. Ele folosesc căderi mari de apă (mai mari de 200 m) pentru a fi necesare debite mai reduse. Puterea unitară a agregatelor este cuprinsă între 100 şi 450 MW. În continuare sunt prezentate unele dintre exemplele semnificative de centrale de stocare prin pomparea apei, de interes la nivel global, [7.1], iar în Anexa A a acestei teze sunt sintetizate centralele de stocare prin pompare de pe tot globul în funcție de țara unde sunt localizate. Centralele de stocare prin pomparea apei, care impresionează prin construcție și nivel de putere, sunt următoarele:

The Okinawa Seawater Pumped Storage Power Plant din Yanbaru, Japonia – foloseşte marea ca şi bazin inferior, un sistem de 30 MW cu o cădere efectivă de 136 m. Okinawa a intrat în funcţionare în 1999;

Centrala Dinorwig din Ţara Galilor, Marea Britanie, este una dintre cele mai cunoscute centrale cu sistem de pompare din lume. Centrala a fost construită între 1972 şi 1982, în cea mai mare cavitate construită de om în munţii din nordul Ţării Galilor. Şase turbine uriaşe pot furniza fiecare 317 MW, producând împreună până la 1800 MW din volumul de lucru de 6 milioane de m3 de apă şi o înălţime de 600 m;

Bath County Pumped Storage Station din Virginia are un sistem de pompare de 2100 MW cu 6 turbine care pompează 11 milioane de galoni pe minut. Generarea utilizează 14,5 galoni pe minut. Acest sistem costă US $1,7 bilioane. Funcţionarea a început în 1985 şi staţia aparţine Allegheny Power System;

Avantajele [7.1]: scară largă pentru tehnologia de stocare şi utilizarea tehnologiilor mai vechi de stocare; o tehnologie verificată, producând mai mult de 2,5 % din piaţa de energie a Statelor Unite şi

generarea a peste 90 GW global; stocare pe termen lung, fără pierderi de energie; din energia utilizată pentru pompare, 70-85% poate fi recapturată; răspuns rapid la schimbările în cererile de încărcare, măsurat în secunde;


8

unele baraje mari sunt deja prevăzute cu posibilităţi de stocare a apei; apa poate fi dulce sau sărată; în cazul unei centrale cu apă sărată se poate introduce

desalinizarea; capacitate ridicată (până la 1000 MW sau mai mult); timpul de eliberare poate varia de la ore la zile; nu implică utilizarea de materiale toxice; poate fi utilizată zilnic sau de mai multe ori pe zi; are reacţie rapidă când este necesar, pentru a răspunde rapid la condiţiile de piaţa – în general

durează mai puţin de 10 minute să ajungă la capacitate maximă, iar dacă lucrează în standby poate ajunge la capacitate maximă în 10, 30 de secunde.

Dezavantaje [7.1]: construcţiile durează mult, sunt scumpe, mai ales dacă se începe de la zero, acestea pot fi

înlăturate prin folosirea structurilor pre-existente şi caracteristicile geografice; costuri mari de capital, se poate folosi actualizarea hidrocentralelor existente ca o oportunitate

de a reduce costurile; tehnologie intensivă cu nevoi mari de teren, tinde să fie departe de transmiterea cererii de

încărcare; se poate evita dăunarea ecosistemului dacă sistemul utilizează cavităţi subterane în locul

râurilor.

1.3. Concluzii

Acest capitol cuprinde o trecere în revistă a principalelor tehnologii de stocare a energiei utilizate la ora actuală. Sunt prezentate avarantajele și dezavantajele acestora. În urma analizei, se constată că stocarea în energia potențială a apei, respectiv prin pomparea apei, prezintă unele avantaje pe care celelalte metode de stocare nu le pot îndeplini. Astfel, capacitatea de stocare este de nivel ridicat, de ordinul sutelor de MW, există posibilitatea unui răspuns foarte rapid la cererea de energie și au flexibilitate ridicată în ceea ce privește perioada de eliberare a apei.

În aceste condiții, stocarea prin pomparea apei este o modalitate care se pretează foarte bine surselor de energie regenerabilă cu grad ridicat de impredictibilitate, cum este energia eoliană. Nivelul la care trebuie să se realizeze integrarea energiei eoline în sistemele energetice este tot mai ridicat și o mare cantitate de energie s-ar pierde fără existența unui sistem de stocare care să permită absorbirea acestei energii. De asemenea, printr-un astfel de sistem sunt asigurate în totalitate atât calitatea energiei, cât și promptitudinea de furnizare către consumatori.

Capitolul 3. Pomparea apei ca metodă aplicată pentru stocarea energiei eoliene

9

CAP. 2. POMPAREA APEI CA METODĂ APLICATĂ PENTRU STOCAREA ENERGIEI EOLIENE

Dacă în capitolul anterior s-a prezentat metoda de stocare a energiei prin pomparea apei,

considerată ca atare, în acest capitol se prezintă aplicarea acestei metode cu precădere pentru energia eoliană. Capitolul cuprinde două părți. În prima parte este descris sistemul implicat pentru producerea energiei electrice din energia potențială a vântului, pâna la partea de conversie în energia potențială a apei. Sunt prezentate fiecare dintre elementele din care este format, respectiv turbină eoliană, convertor electric, mașină electrică pentru antrenarea pompei și pompă. În a doua parte a acestui capitol sunt aduse în discuție problemele care apar la o conversie eolian-hidro.

2.1. Descrierea unui sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei

Caracterul variabil al energiei eoliene creează dificultăți în asigurarerea calității energiei electrice livrată rețelei (naționale sau autonome). Acest lucru este mai accentuat în cazul rețelelor energetice izolate de puteri mici, unde fluctuațiile sunt mai greu de suportat [1.2]. Din acest motiv, funcționarea în mod autonom este preferată pentru modulele de generare a energiei din resurse variabile și impredictibile, în acest caz, vântul. Pentru eliminarea acestui inconvenient, energia produsă de turbina eoliană în perioadele în care conectarea la rețea nu este permisă, este utilizată pentru pomparea apei. Astfel, chiar și cu existența rețelei energetice în vecinătatea modulului de generare a energiei, partea de pompare se realizează cu turbina eoliană funcționând în mod autonom [2.2]. Prin prisma acestor considerente, în această teză este analizat cazul funcționării autonome a sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei [3.2], [4.2].

Un sistem autonom de stocare a energiei eoliene are ca primă parte componentă partea de producere a energiei eoliene, respectiv turbina eoliană. Partea de stocare prin pompare, presupunând ridicarea apei de la un nivel inferior la unul superior, implică includerea în sistem a unui pompe. Pompa necesită o mașină electrică rotativă, care furnizează mișcarea de rotație rotorului acesteia. În cadrul sistemului poate fi inclus și un convertor electric de putere cu ajutorul căruia să se realizeze interfațarea dintre grupul mașină electrică rotativă – pompă și turbina eoliană. Astfel, un sistem de stocare a energiei eoliene este constituit dintr-un lanț de conversie energetică format din elemente multiple aflate în interdependență continuă unele față de celelalte. În figura 2.1 este prezentată configurația sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei.

Fig. 2.1.1 Sistemul autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei În continuare sunt descrise și analizate pe rând elementele lanțului electroenergetic din care este constituit sistemul. Având în vedere parametrul variabil de intrare al sistemului de stocare a


10

energiei eoliene prin pomparea apei, premisele de lucru sunt funcționarea in regim de turație variabilă și cazul funcționării la turații joase.

2.1.1. Turbina eoliană

Turbina eoliană absoarbe energia cinetică a vântului pe care o transformă în energie mecanică prin intermediul palelor. Apoi, energia mecanică este transformată în energie electrică prin intermediul unui generator electric [5.2], [6.2].

2.1.2 Convertor electric

Special pentru metoda de stocare a energiei prin pomparea apei, firma ABB a dezvoltat module bloc de electronică de putere, [9.2], [10.2]. Acestea sunt PCS 6000 și PCS 8000 și sunt dedicate pentru aplicațiile de putere ridicată. Au în componența lor tiristoare avansate cu poartă integrată pentru comutare (IGCT – integrated gate commutated thyristor), dezvoltate de ABB din tiristorul cu comandă de blocare pe poartă (GTO – Gate Turn Off) [9.2].

Caracteristicile modulelor: tensiuni de conectare de la 6 kV la 220 kV; puteri nominele până la 32 MVA; module conectate în paralel pentru instalații mai mari; factor de putere ajustabil continuu (capacitiv sau inductiv); gamă de frecvență de la 5 Hz la 60 Hz; randament mai mare de 97% (inclusiv cu transformatoarele necesare); timp de răspuns ajustabil la schimbările bruște ale sarcinii sau pentru sarcinile asimetrice, mai

mic de 10 ms; posibilitatea schimbării direcției de circulației a puterii, într-o semialternanță; mentenanță minimă, de o zi pe an; selecție independentă a modurilor de funcționare: P/f, Q/V, raport de frecvență constant sau

variabil; corespunde standardelor în vigoare; permite transmisia de date prin telefon sau internet.

2.1.3. Mașina electrică pentru antrenarea pompei Antrenarea pompei este realizată cu ajutorul unei mașini electrice rotative, având arborele

comun cu aceasta. Dintre mașinile electrice trifazate de curent alternativ, se aduce în discuție care dintre acestea este mai avantajoasă a fi utilizată în cadrul sistemului de stocare a energiei electrice prin pomparea apei. Cele două mari categorii între care se dă disputa sunt mașina sincronă și cea asincronă. Pentru mașina sincronă se ia în considerare configurația cu magnet permanent, deoarece aceasta aduce avantaje comparativ cu mașina sincronă clasică, în primul rând prin eliminarea înfășurării suplimentare necesare excitației.

Din punct de vedere al pierderilor celor două tipuri de mașini, prin ajustarea optimă a inducției magnetice, se obține minimizarea pierderilor în cupru, prin histerezis și curenți turbionari


11

[11.2], [12.2]. Adaptarea inducției magnetice pentru obținerea unei performanțe ridicate a mașinii electrice, este corelată cu setarea optimă a fluxului magnetic în mașină [13.2]. În această privință, mașina asincronă are un avantaj ferm față de mașina cu magneți permanenți datorită posibilității simple de slăbire de câmp. Mașina cu magneți permanenți are deasemenea posibilitatea de reducere a fluxului, dar acesta ridică probleme din cauza fluxului constant dat de magnetul permanent. Astfel, este necesar un curent de demagnetizare pentru slăbirea câmpului, care duce la creșterea pierderilor în fier și a componentei de curent pentru producerea cuplului mecanic [14.2]. Prin prisma acestor considerente, rămâne stabilit că mașina asincronă va fi cel de-al treilea element al lanțului electroenergetic al unui sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei, funcționând în regim de motor. În figura 2.1.3 este prezentată o mașină asincronă cu rotorul în scurtcircuit, în care se pot vedea părțile componente principale: statorul și rotorul.

2.1.4. Pompa

În ipoteza variațiilor mari ale turației care pot avea loc la funcționarea unui sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei, pompa considerată este de tip centrifugal. Deasemenea, având turație nominală ridicată, este posibilă conectarea directă a pompei centrifuge cu o mașină electrică.

Concluzionând, pentru a avea o funcționare cât mai performantă având în vedere premisele de lucru, sistemul propus pentru stocarea energiei eoliene în energia potențială a apei în mod autonom, este format dintr-un lanț electroenergetic constituit din: turbină eoliană, prevăzută cu cutie de viteze și cu generator sincron cu magneți permanenți, convertor electric, mașină asincronă funcționând în regim de motor, pompă centrifugă.

2.2. Probleme care apar la conversia energiei eoliene în energie hidroelectrică 2.2.1 Funcționarea sistemului în regim de turație variabilă

După cum a fost specificat și anterior, premisa de funcționare a sistemului de stocare a energiei prin pomparea apei este aceea de funcționare în regim de turație variabilă, dată de parametrul de intrare în sistem, vântul. Funcționarea în turație variabilă a sistemelor de pompare poate fi exploatată prin prisma ajustării puterii, dar și din perspective economice. Totodată, funcționarea în turație variabilă implică anumite aspecte care țin de controlul parametrilor fiecărui element din care este compus lanțul de conversie energetică eolian-hidro, din cauza modificării condițiilor de funcționare față de cele nominale, precum și a interdependenței dintre aceștia.

Caracteristicile de putere atât a turbinelor eoliene, cât și a pompelor sunt date în funcție de aceași mărime, respectiv în funcție de turație. Ca atare, se pot suprapune curbele de funcționare ale acestora. Prin această suprapunere de curbe, reise că sistemul rezultat prin asocierea acestor echipamente, poate avea o bună funcționalitate. Atât în cazul turbinei eoliene, cât și în cazul pompei centrifuge, puterea este dependentă cubic de viteza vântului, respectiv turație. În figura 2.2.1 sunt prezentate curbele de putere ale unei turbine eoliene pentru diferite viteze ale vântului și curba de putere a unei pompe centrifuge, de unde se poate observa că punctele de lucru ale pompei se


12

situează pe maximul curbelor de putere ale turbinei eoliene. În literatura de specialitate se prezintă și cazul cuplării directe a turbinei eoliene cu o pompă [21.2].

0 100 200 300 400 500 600 700 8000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Turatie [rpm]

Pu

tere

[W

]

Caracteristica pompei suprapusa peste caracteristicile turbinei eoliene

Fig. 2.2.1. Caracteristica de putere a pompei centrifuge, suprapusă peste caracteristicile de putere

ale turbinei eoliene pentru diferite viteze ale vântului

2.2.2. Probleme legate de randament

Randamentul pentru orice sistem se definește ca fiind raportul dintre puterea de ieșire și

puterea de intrare. În cazul sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei, puterea de intrare este dată de puterea disponibilă prin potențialul eolinan, iar puterea de ieșire este puterea ramasă pentru pomparea apei, după scăderea pierderilor pe tot lanțul electroenergetic din puterea inițială. Pentru sistemele formate din mai multe componente, randamentul este obținut prin înmulțirea valorilor randamentelor fiecărui element. Astfel, randamentul sistemului de conversie eolian-hidro, prezentat în figura 2.2.2, se obține conform ecuației (2.2.1).

Fig. 2.2.2. Schemă bloc de conversie energetică eolian-hidro

PMACGCVpv

pg c

P

P (2.2.1)

unde: ηg – randamentul global al sistemului de conversie energetică eolian-hidro; Pp – puterea disponibilă pentru pompare, [W]; Pv – puterea disponibilă din potențialul eolian, [W]; cp – coeficientul de performanță al turbinei eoliene;


13

ηCV – randamentul cutiei de viteze; ηG – randamentul generatorului turbinei eoliene; ηC – randamentul convertorului electric; ηMA – randamentul mașinii asincrone utilizată pentru antrenarea pompei; ηp – randamentul pompei centrifuge.

Coeficientul de performanță a turbinei eoliene influențează foarte mult randamentul global al lanțului de conversie eolian-hidro. Întrucât pentru turbinele reale, acesta poate lua valori între 0,2 și 0,5, în funcție de tipul de turbină, se reduce cu cel puțin jumătate valoarea randamentului global al sistemului de conversie energetică, față de valoarea obținută neținându-se cont de conversia energiei cinetice a vântului în energie mecanică [22.2], [23.2].

Referitor la randamentul pompei, modificarea vitezei de rotație a axului pompei, are un efect direct. Toți parametrii funcționali ai pompei se modifică în cazul variației vitezei de rotație a axului pompei, iar din caracteristica randamentului pompei în funcție de turație (figura 2.2.3) determinată pe baza ecuației (3.4.13), rezultă că acesta are valori mici în cazul turațiilor joase. Pentru creșterea randamentului global al sistemului și obținerea unei puteri disponibile de pompare cât mai mari și zona de turație scăzută a turbinei eoliene, dar partial și a pompei, trebuie exploatată [26.2].

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.40.68

0.7

0.72

0.74

0.76

0.78

0.8

0.82

Turatie [pu]

Ra

nd

am

en

t

Randamentul pompei la turatie variabila

Ran

dam

ent

Fig. 2.2.3. Randamentul pompei centrifuge în regim de turație variabilă

Având în vedere aceste aspecte prezentate, randamentul global al sistemului de conversie

eolian-hidro, în condiții de funcționare nominală ale elementelor lanțului energetic de conversie, se situează în jurul valorii de 20%. Această valoare a fost determinată prin înlocuirea în ecuația (2.2.1) a valorilor randamentelor fiecărui element din lanțul electro-energetic al sistemului de conversie eolian-hidro [29.2].

Bineînteles ca nu se dorește și nu este fiabilă funcționarea sistemului de stocare a energiei electrice prin pompare a apei la nivel de randament scăzut și se caută să se îmbunătățească performanța globală a sistemului. Creșterea randamentului global al sistemului poate fi obținută prin diferite metode. Astfel, o primă condiție în obținerea unui randament bun, constă într-o alegere convenabilă a elementelor din configurația sistemului de stocare, în sensul că includerea unor


14

echipamentele cu randament individual mai ridicat duce la creșterea randamentului global. Turbina eoliană pentru care se realizează stocarea poate furniza mai multă putere disponibilă pentru pomparea apei dacă are coeficientul de performanță și randamentul generatorului de valoare ridicată. Pe partea de convertor este important tipul de convertor ales din multitudinea de topologii existente, care să aibă pierderile pe dispozitivele semiconductoare cât mai reduse. Din punct de vedere al mașinii asincrone, pot fi utilizate mașini care se încadrează în clasa de randament ridicat. Acestea sunt tipuri sunt nou apărute, performanțele fiind obținute prin însăși construcția mașinii [30.2].

Altă cale de obținere a unui randament global îmbunătățit a sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei este nu una la nivel hard, ci una la nivel soft, prin comanda și controlul elementelor care intră în structura sistemului. Acesta este și abordarea acestei teze. Optimizarea sistemelor de stocare a energiei eoliene utilizând energia hidroelectrică se realizează prin optimizarea controlului mașinii de antrenare a pompei, ducând la minimizarea pierderilor acesteia și în final la creșterea randamentului global al sistemului.

La nivel de putere de ordinul MW, care este nivelul de putere la care sunt implementate centralele de stocare a energiei prin pomparea apei, valorile de randament ale mașinilor electrice se îmbunătățește. Astfel, mașina sincronă cu magneți permanenți poate avea un randament de peste 97 %, iar mașina asincronă un randament de peste 95 %. În aceste condiții, randamentul global al sistemului poate atinge valori de peste 30%, iar neincluzându-se în ecuație partea de aerodinamică a turbinei eoliene, prin coeficientul de performanță al acesteia, cp, randamentul global al unui sistem de conversie a energiei eoliene în energie hidro-electrică poate ajunge până la 70%.

2.3. Concluzii

În acest capitol este prezentată configurația unui sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. În prima parte sunt prezentate elementele lanțului electroenergetic al sistemului și motivul pentru care s-a optat pentru un anume tip de echipament din structura acestuia. Astfel, un sistem de stocare a energiei eoliene pentru o bună funcționare în toate regimurile de funcționare, este compus din turbină eoliană, având în componența ei cutie de viteze și generator sincron cu magneți permanenți, convertor electric, mașină asincronă pentru antrenarea pompei și pompă centrifugă.

În a doua parte sunt prezentate problemele care apar la funcționarea acestui sistem în ipotezele de lucru de regim de turație variabilă și de turație scăzută. Avantajele principale ale funcționării în turație variabilă sunt economia de energie și reducerea costurilor de mentenanță, dar funcționarea în turație variabilă a unui lanț electroenergetic compus din mai multe elemente, implică controlul individual al fiecărui element în parte, dar și o viziune de ansamblu asupra bunei funcționalități a sistemului.

Totodată, randamentul global al sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei este scăzut din cauza lanțului electroenergetic lung și a condițiilor de funcționare, diferite față de cele nominale ale fiecărui echipament în parte. Prin metode de control adecvate, randamentul poate fi îmbunătățit semnificativ. Este prezentată și situația funcționării la putere foarte mare, de ordinul MW, unde datorită randamentelor individuale mai mari ale elementelor din configurația sistemului de stocare, randamentul global poate ajunge și la 70%.

Capitolul 3. Modelarea elementelor din cadrul sistemului autonom propus pentru stocarea energiei prin pomparea apei

15

CAP. 3. MODELAREA ELEMENTELOR DIN CADRUL SISTEMULUI AUTONOM PROPUS PENTRU STOCAREA ENERGIEI EOLIENE PRIN

POMPAREA APEI După cum în capitolul 2 s-a ajuns la concluzia că cea mai bună configurație a unui sistem de

stocare a energiei eoliene prin pomparea apei, în regim autonom, este formată din următoarele elemente: turbină eoliană, convertor electric, motor asincron și pompă centrifugă, în acest capitol sunt modelate și analizate pe rând fiecare dintre acestea.

3.1. Turbina eoliană

3.1.1. Modelarea rotorului turbinei

De-a lungul timpului, pentru turbinele eoliene au fost dezvoltate diferite modele, prin prisma mai multor aspecte care apar la funcționarea lor. Cele mai multe dintre acestea sunt realizate pe partea de aerodinamică, pentru obținerea unei performanțe ridicate a turbinei eoliene, întrucât un procent ridicat din pierderile totale ale unei turbine eoliene este cauzat de palele rotorului [1.3], [2.3].

Energia reală a vântului se obține înmulțind energia teoretică cu un factor, denumit coeficient de performanță sau coeficientul lui Betz, fiind dată de ecuația (3.1.2) [3.3],[4.3] .

dttvAET

t 0

3 )(2

1 (3.1.1)

T

pr dttvAcE0

3

2

1 (3.1.2)

Unde: Et – energia teoretică a vântului, [W]; Er – energia reală a vântului, [W]; ρ – densitatea aerului, 1,225 kg/m3; A – aria acoperită de pale, [m2]; T – perioada de timp considerată, [s]; ν – viteza vântului, [m/s]; cP – coeficientul de performanţă.

Coeficientul de performanță are valoarea de 16/27 sau 0,59 pentru o turbină ideală. Pentru turbinele reale, coeficientul de performanță poate lua valori între 0,2 și 0,5, în funcție de tipul de turbină. Acesta nu este constant, însă se modifică o dată cu viteza vântului, viteza unghiulară, parametrii palelor (unghiul de atac și unghiul de înclinare pe direcția vântului).

De-a lungul timpului, în scopul obținerii unei puteri cât mai ridicate din potențialul eolian, au fost dezvoltate numeroase tehnici de control pentru turbina eoliană. În general, acestea se împart


16

în două categorii, și anume: cele care se bazează pe controlul raportului de viteză, λ și cele care se bazează pe reacția puterii (PSF – Power Signal Feedback) [8.3].

Prima categorie, necesită în permanență măsurarea vitezei vântului pentru ajustarea continuă a raportului de viteză astfel încât acesta să fie constant pentru orice viteză a vântului. În acest mod se menține o valoare cât mai ridicată a coeficientului de performanță, cP. Dezavantajul acestui tip de control este dat de dificultatea măsurării precise a vitezei vântului și determinării raportului de viteză, λ [8.3].

A doua categorie de control constă în dezvoltarea unor algoritmi care urmăresc obținerea punctului de putere maximă (MPPT – Maximum Point Power Tracking). Pentru aceasta este necesară măsurarea puterii și turației rotorului turbinei și ajustarea acesteia din urmă, pentru obținerea unei puteri cât mai ridicate [9.3], [10.3].

3.1.2. Modelarea cutiei de viteze Cutia de viteze este una dintre componentele importante ale unei turbine eoliene. Este

plasată între axul rotorului turbinei eoliene și axul generatorului generatorului electric. Schema bloc a unei cutii de viteză este redată în figura 3.1.2.

Fig. 3.1.2. Schema bloc a cutiei de viteze a unei turbine eoliane

Randamentul unei cutii de viteze este 95%-98%. Acesta se modifică în funcție de numărul

de nivele de transmisie, structura angrenajelor și de tipul de ungere. La calculul cuplului generatorului, trebuie luat în considerare și randamentul cutiei de viteze, ηCV, relația (3.1.5) devenind (3.1.7) [4.3]:

CVrCV

G Mk

M 1

(3.1.7)

3.1.3. Modelarea generatorului eolian Întrucât turbinele moderne au în structura lor și generatoare sincrone cu magneți permanenți, se va prezenta modelarea acestui tip de generator. Fluxul rotoric al generatorului este produs de magnetul permanent, spre deosebire de generatorul sincron clasic, care necesită înfășurare separată pentru excitație. În figura 3.1.3 este prezentată structura unui generator sincron cu magneți


17

permanenți trifazat cu 2 perechi de poli. Se pot vedea înfășurările statorice ale celor trei faze și magnetul permanent.

Întrucât este mai avantajoasă o modelare a generatorului sub formă vectorială fața de cea în sistem de referință staționar, abc, este prezentat modelul vectorial cu orientare după câmp, (FOC – Field Oriented Control), care permite separarea componentei de flux, de cea de cuplu. Relațiile matematice care descriu modelarea vectorială a generatorului, având ca referință axa d, sunt (3.1.8) - (3.1.12) [12.3], [13.3], [14.3].

rdq

qsq dt

diRu

(3.1.8)

rqq

dsd dt

diRu

(3.1.9)

qqq iL (3.1.10)

mpddd iL (3.1.11)

)(22

3dqqdem ii

pM (3.1.12)

Unde:

qu - componenta tensiunii statorice după axa q, [V] ;

du - componenta tensiunii statorice după axa d, [V];

qi - componenta curentului statoric după axa q, [A];

di - componenta curentului statoric după axa d, [A];

q - componenta fluxului statoric după axa q, [Wb];

d - componenta fluxului statoric o după axa d, [Wb];

mp - fluxul magnetului permanent, [Wb];

r - viteza unghiulară rotorică, [rad/s];

sR - rezistenţa statorică a maşinii sincrone cu magneţi permanenţi, [Ω];

qL - inductanţa statorică a axei q, [H];

dL - inductanţa statorică a axei d, [H];

emM - cuplul electromagnetic, [Nm];

p - numărul de perechi de poli ai maşinii sincrone cu magneți permanenţi.

Întrucât orientarea câmpului magnetic se face după axa d a fluxului rotoric, curentul 0di .

Pentru ca magnetul să fie aliniat corect după axa d, pe lângă determinarea unghiului de referinţă γ, pentru determinarea Uα şi Uβ, precum şi curenţilor Isd şi Isq, este necesar şi un control al poziţiei


18

rotorului. Altfel, controlul generatorul sincron cu magneţi permanenţi nu se mai realizează în mod corespunzător [12.3], [14.3]. Schema bloc de implementare a acestui tip de control este redată în figura 3.1.4.

dp1

3

2

Fig. 3.1.4 Schema bloc de implementare a metodei de control vectorial cu orientare după câmp a GSMP

3.2. Modelarea convertorului electric de putere

3.2.1. Funcționarea convertorului electric putere

După cum îi este și numele, convertorul electric realizează conversia energiei electrice. În funcție de conversia realizată, convertorul funcționează în două moduri, și anume:

în regim de invertor: se realizează conversia din semnal continuu în semnal alternativ; în regim de redresor: se realizează conversia din semnal alternativ în semnal continuu.

În cadrul tezei, se ia în considerare și se analizează doar partea de invertor a convertorului. Partea de redresare, se consideră constituită din punte redresoare de diode, nu influențează în mod semnificativ randamentul convertorului și pentru sistemul autonom prezentat în teză, nu necesită vreun tip de comandă specială, sau altă caracterizare care să atragă atenția.

3.2.2. Invertorul clasic, cu două nivele de tensiune

Invertorul clasic trifazat, cu două nivele de tensiune este constituit din 3 brațe a câte două dispozitive semiconductoare de putere. Fiecare dispozitiv semiconductor de putere are în paralel o diodă de regim liber pentru oferirea unei căi de trecere a curentului electric inductiv la blocarea dispozitivului semiconductor. În figura 3.2.3 este prezentată topologia invertorului trifazat sursă de tensiune, cu două nivele de tensiune, alimentând o mașină electrică. Cu Sx este notat modulul


19

format din dispozitivul semiconductor de putere, Tx, împreună cu dioda de regim liber, Dx, conectată în antiparalel cu acesta [15.3], [17.3].

ccU

di

Ai

CiBi

AB

C

1S

2S

3S

4S

5S

6S

Fig. 3.2.3 Invertorul trifazat clasic, cu două nivele de tensiune

Funcționarea invertorului presupune conducția câte unui dispozitiv semiconductor de putere

de pe fiecare braț. Cele două dispozitive semiconductoare de putere ale unui braț sunt complementare, în sensul că ele nu se pot afla simultan în stare de conducție, deoarece s-ar produce scurtcircuit pe brațul respectiv. Pentru evitarea acestui caz, se întârzie intrarea în conducție a dispozitivelor semiconductoare de putere, cu un interval de timp denumit timp mort, de la blocarea dispozitivului semiconductor complementar [15.3].

4.2.3. Invertorul multinivel

4.2.3.1. Conceptul multinivel Convertor multinivel poate comuta între multiple noduri cu diferite nivele de tensiune sau

curent (mai multe de două) ale intrării și/sau ieșirii sale. Aceasta se referă atât la convertoarele sursă de tensiune, cât și la cele sursă de curent [19.3].

În figura 3.2.3 este dată o reprezentare generalizată a invertorului multinivel trifazat. Termenul de nivel se referă la numărul de noduri la care invertorul poate fi accesibil. Cu cât numărul de nivele creşte, forma de undă a tensiunii sintetizate de ieşire are mai multe trepte care produc o formă de undă apropiată de cea dorită şi distorsiunea armonică a acesteia scade, apropiindu-se de 0, o dată cu creşterea numărului de nivele [15.3], [17.3]. În figura 3.2.4 este reprezentată forma de undă a tensiunii de linie a unui invertor cu 5 nivele de tensiune.


20

2ccU

2ccU

mE

mE

mE

mE

mU

1mU

1U

2U

mI

1mI

1I

2I

2mU 2mI

0

aU

bU

cU

anU

bnU

cnU

n

aI

bI

cI

Fig. 3.2.3 Reprezentarea generalizată a unui invertor multinivel trifazat

Tensiunea de ieşire în timpul semialternanței pozitive este:

m

nnma FEu

10 , unde nF

reprezintă funcţia de comutare a nodului n şi ia valorile 0 sau 1.

În general tensiunile la bornele condensatoarelor 1E , 2E , etc, au aceeași valoare mE , astfel

că valoarea de vârf a tensiunii de ieşire este ccma UEmu )1(max0 .

0u

4U5U

2U3U4U5U

3U

2U

1Ut

Fig. 3.2.4 Forma de undă a tensiunii de ieșire a unui convertor multinivel cu 5 nivele de tensiune

4.2.3.2. Clasificare convertoarelor multinivel

O clasificare sugestivă și de actualitate a convertoarelor multinivel este reprezentată în figura 3.2.5. Topologiile clasice de convertoare multinivel sunt convertoare multinivel cu punți H izolate, conectate în serie, în cascadă (CHB – H Bridge Converter) care au fost introduse la sfârșitul anilor 1960, fiind urmate de o topologie cu condensatoare flotante (FCC – flying capacitor converter) în aceași perioadă. La sfârșitul anilor 1970 a fost introdus convertorul cu diode flotante


21

(DCC – diode clamped converter). Conceptul acestui tip de invertor a evoluat în convertorul cu diode flotante cu punct neutru (NPC – neutral point converter), cunoscut astăzi și este considerat ca primul convertor multinivel pentru aplicațiile de tensiune medie. Mai târziu CHB a fost reintrodus în anii 1980, dar atinge o utilizare mai accentuată în anii 1990. Aceste topologii aparțin clasei de convertoare pentru aplicațiile de tensiune medie – putere ridicată [15.3], [20.3].

Convertoare multinivel

NPC Cascadate HibrideFCMatriceale

NPC+CHBS NPC

NPC+FC

5L ANPC

Altele

În semipunte

În punte CHB

Surse DC simetrice

Surse DC asimetric

e

H NPC

NPC cu sarcini cu înfășurări

deschise

TCC

3L ANPC

5L ANPC

Fig. 3.2.5 Clasificarea convertoarelor multinivel [20.3]

Convertoare multinivel cu diode flotante, NPC

O topologie de convertor multinivel NPC cu trei nivele de tensiune, a fost prezentată pentru

prima dată de către Nabae, Takahashi și Akagi, în 1981. Convertorul multinivel NPC este atractiv în aplicațiile de medie tensiune și putere ridicată. Tiristoarele cu circuit integrat de comutare a porții (IGCT – Integrated Gate Commutated Thyristor) și tranzistoare bipolore cu poartă izolată (IGBT – Isolated Gate Bipolar Transistors), [23.3] sunt dispozitivele semiconductoare de putere care se întâlnesc în structura convertoarelor NPC [22.3].

Această topologie are ca avantaje: structură simplă; conţinutul de armonici redus; solicitare în tensiune redusă; nu necesită transformator de intrare; numărul condensatoarelor este mic.

Dezavantajele principale sunt: este necesar un control PWM complex; necesită multe diode de direcţionare a curentului prin circuit; necesită linie de curent continuu divizată;


22

necesită control al echilibrării tensiunii pe condensatoarele liniei de curent continuu; au loc solicitări neechilibrate în curent pe dispozitivele semiconductoare, care depind de poziția

acestora în structura convertorului. Dispozitivele situate în interior sunt mai solicitate decât cele externe;

necesită circuite de șuntare [17.3]. În figura 3.2.8 este reprezentat invertorul NPC, cu trei nivele de tensiune, alimentând un

motor electric.

..ccU

2..ccU

2..ccU

aCD 1

aCD 2

bCD 1

bCD 2

cCD 1

cCD 2

aS1

aS2

aS3

aS4

bS1

bS2

bS3

bS4

cS1

cS2

cS3

cS4

Zi

..cci

Ai

CiBi

Z

AB

C

Fig. 3.2.8. Convertorul NPC cu 3 nivele de tensiune, pentru alimentarea unui motor asincron

Ca și în cazul invertorului cu două nivele, invertorul NPC cu trei nivele de tensiune prezintă pe un braț dispozitive semiconductoare de putere, complementare două câte două. Perechile complementare sunt S1-S4 și S2-S3. În funcție de comutația dispozitivelor semiconductoare, tensiunea la ieșirea din invertor este Uc.c./2, 0 și –Uc.c./2, ceea ce duce la sintetizarea a trei stări ale invertorului P, O, N. Starea P dă tensiunea de ieșire pe alternanța pozitivă, în starea O tensiunea de ieșire este nulă, iar starea N dă tensiunea de ieșire pe alternanța negativă. În Figura 3.2.9 a), b) și c), se evidențiază căile de curent pentru fiecare stare a invertorului P, O, N. Pentru alternanța pozitivă conduc dispozitivele semiconductoare de putere de pe partea superioară a invertorului, S1 și S2, pentru alternanța negativă conduc dispozitivele semiconductoare de putere de pe partea inferioară a invertorului, S3 și S4, iar pentru starea de O, se află în stare de conducție dispozitivele semiconductoare interioare de pe un braț al invertorului, S2 și S3, împreună cu diodele flotante DC1 și DC2 [15.3], [24.3].


23

..ccU

2..ccU

2..ccU

aCD 1

aCD 2

1S

2S

3S

4S

0i

..cci

0

si..ccU

2..ccU

2..ccU

aCD 1

aCD 2

1S

2S

3S

4S

0i

..cci

0

si

..ccU

2..ccU

2..ccU

aCD 1

aCD 2

1S

2S

3S

4S

0i

..cci

0

si

Fig. 3.2.9. Stările de comutație pe un braț al invertorului NPC, cu trei nivele de tensiune: a) calea de curent pe alternanța pozitivă; b) calea de curent pe alternanța negativă; c) starea de zero.

3.2.3. Tehnici de modulație ale invertoarelor

Teoria modulației ocupă o arie de cercetare extrem de importantă a electronicii de putere, întrucât prin modulație se deține controlul asupra fiecărui convertor sau structuri de conversie


24

statică. Metodele de modulaţie, întâlnite cel mai des în literatură, atât pentru invertorul cu două nivele de tensiune, cât și pentru invertorul multinivel, sunt tehnicile de modulație în lățime a impulsurilor, (PWM – Pulse Width Modulation) și modulația vectorului spațial (SVM – Space Vector Modulation). Pentru invertoarele multinivel, tehnicile de modulație sunt extensii ale tehnicilor pentru două nivele, la mai multe nivele [17.3], [25.3],[26.3]. În continuare, se prezintă tehnicile de modulație cele mai întâlnite, pentru invertorul cu două nivele de tensiune și pentru invertorul multinivel.

a) PWM-ul bazat pe undă purtătoare

Tehnica de modulație PWM se bazează pe compararea unui semnal sinusoidal, de referință, cu un semnal triunghiular, semnal purtător. Prin compararea acestor două semnale, se obține tensiunea de ieșire a invertorului. Pentru invertorul multinivel, numărul de semnale triunghiulare crește o dată cu numărul de nivele ale invertorului. În funcție de dispoziția semnalelor putatoare triunghiulare, există mai multe tipuri de PWM pentru invertoarele multinivel [15.3] [27.3]. Acestea sunt: a) tehnica PWM cu dispoziție de fază (PD – phase displacement): semnalele purtătoare

triunghiulare sunt în fază unele față de celelalte; b) tehnica PWM cu dispunere în opoziție a fazelor (POD – phase opposite displacement):

semnalele purtătoare triunghiulare de pe partea alternanței pozitive a semnalului de referință sunt defazate cu π față de cele de pe partea alternanței negative a semnalului de referință;

c) tehnica PWM cu dispunere în opoziție alternanta a fazelor (APOD – alternative phase opposite displacement): semnalele purtătoare triunghiulare sunt defazate unele față de cealelalte cu π.

Pentru obţinerea unei mai bune utilizări a liniei de curent continuu la valori ridicate ale indicilor de modulaţie, semnalul sinusoidal de referinţă poate fi injectat cu armonica de ordin 3 la o amplitudine egală cu 25% din cea a componentei fundamentale. O mai bună utilizare a componentei de curent continuu înseamnă raportul dintre componenta fundamentală a tensiunii de ieşire și tensiunea liniei de curent continuu. În figura 3.2.11 este reprezentată tehnica de modulație PWM cu injectarea armonicii a treia. Alte tehnici PWM bazate pe semnal purtător sunt PWM-ul subarmonic, PWM-ul realizat la frecvenţă optimă de comutaţie (SFO-PWM) [15.3], [25.3], [28.3].

0 0.005 0.01 0.015 0.02-1

-0.5

0

0.5

1

Timp [s]

Te

ns

iun

e [

p.u

.]

Tehnica PWM cu injectarea armonicii a treia

Fig. 3.2.11. Tehnica de modulare PWM multinivel, cu injectarea armonicii a treia, pentru un

invertor cu trei nivele de tensiune


25

Tehnicile de modulare PWM împing armonicile create de invertor spre gama de frecvențe înalte, mai exact în jurul frecvenței de comutație a invertorului și multiplilor acesteia.

b) Modulația vectorului spațial (SVM)

În cadrul tehnicii de modulație SVM, stările de comutație ale dispozitivelor semiconductoare de putere se definesc cu ajutorul unor vectori de tensiune. Acești vectori de tensiune sunt distribuiți într-un plan în cvadratură directă d-q (direct quadrature), vârfurile lor formând nodurile unui hexagon regulat. Vectorul spațial de tensiune parcurge hexagonul și prin diferite metode se calculează intervalul de timp corespunzător fiecărui vector în parte, respectiv intervalul de comutație [15.3].

Pentru exemplificarea aplicării SVM ca tehnică de modulație a unui invertor, este prezentată metoda de modutație pentru invertorul NPC, cu 3 nivele de tensiune. Aceasta are la bază tehnica SVM pentru invertorul cu două nivele de tensiune. Astfel pentru invertorul NPC cu trei nivele de tensiune se identifică 27 (33) stări posibile, cu 19 vectori de tensiune, față de SVM pentru două nivele de tensiune, unde se identifică 8 (23) stări posibile, cu 7 vectori de tensiune. Dar, pentru invertorul cu 3 nivele de tensiune, având în vedere numărul mare de stări redundante, stările de comutație ajung la 127. În funcție de amplitudinea lor, vectorii de stare ai invertorului cu trei nivele de tensiune, se împart în trei categorii: mici, medii și mari. În figura 3.2.12 este reprezentat vectorul spațial de tensiune în planul dq. Vectorii mici, reprezentați cu roșu, sunt similari cu cei pentru modularea invertorului cu două nivele de tensiune [24.3], [25.3], [30.3]. O caracterizare a vectorilor de tensiune ai invertorului, din punct de vedere al redundanței acestora, stării de comutație pe care o dau și a amplitudinii, este dată în tabelul 4.2.2.

3.2.6. Analiza pierderilor unui invertor

3.2.6.1. Modelul de calcul al pierderilor unui invertor

Pierderile totale ale unui invertor sunt obținute prin însumarea pierderilor de conducție și de comutație ale fiecărui dispozitiv semiconductor din componența invertorului. Pierderile de comandă se consideră neglijate. Pierderile de conducție sunt date de relația (3.2.9), iar pierderile de comutație se exprimă, conform relației (3.2.10) [33.3], [34.3], [35.3], [36.3].

20 )( rms

condmedcondcond IrIuP (3.2.9)

))(( 2rmscom

medcomcom

def

comscom ICIBA

u

ufP (3.2.10)


26

Fig. 3.2.12 Diagrama de modulație a vectorului spațial de tensiune pentru invertorul NPC, cu 3 nivele de tensiune

Unde:

condP - piederile în conducție, [W];

0u - tensiunea colector emitor pentru tranzistor, tensiune de prag pentru diodă, [V];

r - rezistența dinamică, [Ω]; medcondI - valoare medie curentului de conducție, [A]; rmscondI - valoarea efectivă a curentului de conducție, [A];

comP - pierderile în comutație, [W];

sf - frecvența de comutație, [W];

comu - tensiunea de comutație reală a dispozitivului semiconductor, [V];

defu - tensiunea de comutație, [V];

CBA ,, - constante determinate de pe caracteristicile dispozitivului semiconductor;

com - raportul dintre intervalul de comutație și perioada de comutație; medcomI - valoare medie curentului de comutație, [A]; rmscomI -valoarea efectivă a curentului de comutație, [A].


27

În calculul pierderilor, determinarea curenților este mai dificilă, întrucât aceasta implică rezolvarea unor integrale ale unor funcții de modulație, având limitele impuse de momentele de intrare și ieșire din conducție ale dispozitivelor semiconductoare [36.3]. Ceilalți factori care intră în componența formulelor sunt determinați din datele de catalog ale dispozitivelor semiconductoare considerate. Relațiile (3.2.9) și (3.2.10) sunt general valabile pentru calculul pierderilor invertoarelor, indiferent de numărul de nivele de tensiune, de topologie sau de tehnica de modulație utilizată.

3.2.6.2. Comparație între un invertor cu două și cu trei nivele de tensiune

Deoarece un sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei, are randamentul mic, se pune în discuție ce topologie de invertor este mai convenabilă a fi utilizată în cadrul sistemului autonom de stocare a energiei prin pomparea apei. Întrucât din studiul literaturii în domeniu, rezultă că invertorul cu diode flotante, NPC, este un tip de invertor cu randament relativ ridicat între convertoarele multinivel [37.3], este realizată o analiză comparativă a pierderilor și randamentului acestui tip de invertor, considerându-se numărul de nivele de tensiune egal cu trei, cu pierderile și randamentul unui invertor clasic cu două nivele de tensiune.

În cazul invertorului cu două nivele de tensiune, atât pierderile de conducție și de comutație pe toate cele 6 dispozitive semiconductoare de putere, cât și pierderile pe diodele de regim liber, sunt egale. Atfel, pierderile totale pe o perioadă totală a fundamentalei, pentru invertorul clasic cu două nivele de tensiune, sunt exprimate prin relația (3.2.16). În cazul invertorul cu trei nivele de tensiune, NPC, pierderile pe dispozitivele semiconductoare de putere poziționate pe partea de exterior a brațului, sunt diferite față de cele poziționate pe interior. Deasemenea, pierderile pe diodele flotante sunt diferite față de pierderile pe diodele de regim liber. Totalul de pierderi al acestui tip de invertor pe o perioadă totală a fundamentalei, este dat de relația (3.2.17):

)(62 comDcomTcondDcondTL PPPPP (3.2.16)

21321

121322113

comDCcomDCcomTcomDcomD

comTcondDCcondDCcondTcondDcondTcondDcondTL

PPPPP

PPPPPPPPP

(3.2.17)

Comparația de pierderi și randament este realizată atât la putere mică (5 kW), cât și la putere de ordinul MW (1 MW), având în vedere faptul că centrale de stocare a energiei pe baza pompării apei, global, funcționează la acest ordin de putere. Calculul de pierderi pentru ambele tipuri de invertoare este realizat considerându-se aceleași premise, după cum urmează: - aceleași dispozitive semiconductoare de putere și anume: modulul de putere ridicată fabricat de

Infineon, FZ750R65KE3T [38.3]; - frecvența de comutație: 1000 Hz; - frecvența semnalului sinusoidal: 50 Hz; - factor de modulație: 0,8.

În figurile 3.2.15 și 3.2.16 se pot vedea rezultatele calculelor de pierderi obținute pentru cele două nivele de putere. Astfel, pentru nivelul de putere de 5 kW, valoarea pierderilor invertorului cu două nivele de tensiune este de 65 W, în timp ce valoarea pierderilor invertorului cu trei nivele de


28

tensiune, NPC, este de 143 W. Pentru nivelul de putere de 1 MW, valoarea pierderilor invertorului cu două nivele de tensiune este 4565 W, iar valoarea pierderilor pentru invertorul NPC cu trei nivele de tensiune este de 7880 W. Se obține o valoare mai ridicată a pierderilor pentru invertorul cu trei nivele de tensiune din cauza numărului mai ridicat de dispozitive semiconductoare de putere din componența sa, care se află în conducție și/sau în comutație, comparativ cu invertorul cu două nivele de tensiune. Pentru nivelul de putere de 1 MW, pierderile pe invertor nu sunt semnificative întrucât valoarea acestora este mult mai mică decât puterea de intrare (1MW). Astfel, la acest nivel de putere randamentul invertorului cu două nivele de tensiune este 99,5%, iar randamentul invertorului cu trei nivele de tensiune este 99%. În cazul nivelului de putere de 5 kW, randamentele obținute sunt 98% pentru invertorul cu două nivele de tensiune, respectiv 97% pentru NPC.

0

5

10

15

20

0.8

Pie

rde

ri [

W]

Factor de modulatie

Pierderi 2L

T1

D1

0

5

10

15

20

25

0.8P

ierd

eri

[W]

Factor de modulatie

Pierderi 3L NPC

T1

T2

T3

T4

D+

a) b)

Fig. 3.2.15. a) Pierderile invertorului cu două nivele de tensiune, b) Pierderile invertorului cu 3 nivele de tensiune NPC, la 5 kW

a) b)

Fig. 3.2.16 a) Pierderile invertorului cu două nivele de tensiune, b) Pierderile invertorului cu 3

nivele de tensiune NPC, la 1 MW.

3.3. Modelarea mașinii asincrone

3.3.1. Modelarea tipurilor de control ale maşinii asincrone 3.3.1.1. Cotrolul scalar V/Hz


29

Această metodă de control poate fi folosită acolo unde nu este necesar un regim dinamic foarte rapid pentru sistemului considerat. Nu este necesară o schimbare rapidă a turaţiei mașinii şi nu au loc schimbări bruşte ale cuplului de sarcină [39.3].

În cadrul metodei de control V/Hz este păstrat constant raportul între tensiunea statorică şi frecvenţa statorică, astfel păstrându-se aproximativ constant fluxul magnetic al maşinii pe toată gama de funcţionare, lucru care reiese din ecuaţia tensiunii electromotoare, din schema echivalentă în T a mașinii , [40.3],[41.3].

Pentru implementarea practică a acestui tip de control apar anumite cerinţe de care trebuie ţinut cont. Căderea de tensiune pe rezistenţa statorică trebuie compensată, acest lucru fiind evident în cazul turaţiilor joase. Deasemenea, tensiunea nu poate depăşi valoarea nominală la frecvenţe mai ridicate decât cele nominale, deoarece pot apărea probleme legate de izolaţie. În figura 3.3.2 se prezintă schema bloc a metodei de control V/Hz pentru controlul unui invertor având ca și tehnica de modulație, tehnica SVM.

p

2

Fig. 3.3.2. Schema bloc de implementare a controlului V/Hz pentru maşina asincronă 3.3.1.2. Controlul vectorial cu orientare după câmp

Acest tip de control se bazează pe analogia cu mașina de curent continuu. Se urmăreşte controlul separat a componentei de flux şi a celei de cuplu. În funcţie de metoda de determinare a poziţiei vectorului de flux se pot deosebi două metode de control vectorial cu orientare după câmp, şi anume: metoda directă (DFOC – Direct Field Oriented Control) şi cea indirectă (IFOC – Indirect Field Oriented Control). 3.3.1.2.1. Metoda directă de control vectorial cu orientare după câmp

În cazul metodei directe de control vectorial cu orientare după câmp, poziţia şi amplitudinea vectorului de flux rotoric sunt determinate direct pe baza estimării fluxului rotoric.

Estimarea fluxului poate fi realizată prin măsurare directă a acestuia cu ajutorul unor înfăşurări speciale şi a unor dispozitive pe bază de efect Hall. Primele prezintă o abatere problematică a integratoarelor asociate lor, la frecvenţe foarte scăzute, iar dispozitivele pe bază de efect Hall sunt fragile şi sensibile la temperatură [42.3].

3.3.1.2.2. Metoda indirectă de control vectorial cu orientare după câmp

Pentru funcţionarea la turaţii foarte joase, utilizarea senzorilor de flux nu poate duce la un control de o acurateţe foarte bună. Pentru o precizie mai ridicată este necesară o buclă de reacţie a turației mașinii. Aceasta poate fi furnizată de un encoder al maşinii asincrone, cu dezavantajul de


30

creştere al preţului [14.3], [18.3]. Schema bloc de control a motorului prin metoda vectorială indirectă de orietare după câmp, este prezentată în figura 3.3.5.

Metodele vectoriale de control ale maşinii asincrone oferă o decuplare a componentei de flux față de cea de cuplu. Sunt necesare regulatoare de curent, realizarea de transformări ale coordonatelor de axe. În cazul metodei directe de control cu orientare după fluxul rotoric este necesar un estimator de flux, în timp ce pentru metoda indirectă este necesară cunoaşterea turaţiei rotorice [14.3].

Obţinerea unei decuplări cât mai exacte între componenta de cuplu şi cea de flux depinde şi de acurateţea parametrilor maşinii asincrone. Aceştia sunt determinaţi utilizându-se două încercări, şi anume: la mers în gol şi la scurtcircuit [43.3], [44.3].

3.3.3. Pierderile si randamentul masinii asincrone Pierderile unei mașini asincrone se împart în două mari categorii:

pierderi fixe: sunt cele care nu se modifică în raport cu încărcarea aplicată motorului și sunt determinate prin încercarea de mers în gol [45.3], [46.3]. Sunt cauzate de pierderile în fier (apar din cauza histerezisului și a curenților turbionari) și pierderile mecanice (frecare în rulmenți și frecarea cu aerul care circulă în interiorul mașinii în funcționare) [12.3], [46.3], [47.3].

pierderi variabile: sunt cele care se modifică în raport cu încărcarea aplicată motorului. Sunt cauzate de pierderile în cuprul statoric și rotoric, precum și de un procent mic de pierderi mecanice suplimentare cauzate de cuplul rezistiv dat de încărcarea motorului.

mL

1

rm

r

L

L

p 1

3

2

refsdr

r

IL

R

_

1

Fig. 3.3.5. Schema bloc a metodei indirecte de control vectorial cu orientare după câmp a maşinii

asincrone În figura 3.3.6 este reprezentată o diagramă Sankey, generală, pentru identificarea

pierderilor pe motor. Puterea disponibilă pentru aplicația în care este utilizat motorul este puterea de intrare, Pin. Pe stator, pierderile care apar sunt pierderile în înfășurări, create prin efect Joule-Lenz,


31

pJs, și pierderile în fierul statoric, pFes. Prin scăderea acestor pierderi statorice din puterea inițială, rezultă puterea electromagnetică a motorului, Pelmg. Pierderile rotorului sunt ca și în cazul statorului, cele în înfășurări și cele în fier, respectiv pJr și pFer. Deasemenea, pierderile mecanice, pm și pierderile suplimentare, ps, apar inevitabil la funcționarea mașinii asincrone, indiferent de regimul de funcționare. Puterea rămasă din scăderea tuturor pierderilor din puterea disponibilă, reprezintă puterea mecanică a motorului sau puterea utilă pentru antrenarea sarcinii aplicate [48.3], [49.3].

Fig. 3.3.6. Diagramă Sankey explicativă, pentru identificarea pierderilor motorului asincron În funcție de aceste pierderi, se determină randamentul mașinii asincrone, conform relației (3.3.12):

in

in

m

m

in

m

P

pP

pP

P

P

P

(3.3.12)

Unde smFerJrFesJs ppppppp , reprezintă totalul de pierderi din mașina

asincronă [48.3]. Dată fiind problema prezentată în cap 2 referitor la importanța aspectului pierderilor

sistemului autonom de stocare a energiei prin pomparea apei, s-au determinat pierderile unei mașini asincrone cu două perechi de poli, de putere nominală de 5,5 kW. Pentru o determinare cât mai precisă, încercările nu s-au realizat în mod clasic. Mașina asincronă a fost adusă la sincronism de o altă mașină electrică rotativă. În acest mod s-a realizat o separare totală a pierderilor și pierderile mecanice ale mașinii asincrone au fost preluate de mașina utilizată. Detalii asupra acestei determinări experimentale și rezultate obținute sunt prezentate în Anexa B.

3.3.4. Defluxarea mașinii asincrone Pierderile în cupru şi pierderile în fier depind de alegerea nivelului de flux din maşină, iar

cuplul maxim poate fi atins în funcţie de alegearea nivelului optim de flux din maşină [51.3]. În [42.3] este prezentată dependența pierderilor mașinii în funcție de nivelul de flux, printr-o diagramă vectorială a maşinii asincrone la diferite nivele ale fluxului. Astfel, în figura 3.3.9 a) se consideră cazul în care fluxul în maşină este cel nominal. Curentul statoric are o valoare mai ridicată faţă de curentul rotoric – ceea ce duce la valori mai mari ale pierderilor în cuprul statorului, faţă de cele ale rotorului. În b) fluxul nominal este redus la jumătate din valoarea sa nominală, caz în care curentul rotoric se dublează. Scad pierderile în miez şi cresc cele în cupru rotoric. Curentul de magnetizare scade la o valoare mai mică de jumătate faţă de cazul a) deoarece miezul feromagnetic iese din


32

saturaţie şi astfel pierderile în cuprul statoric sunt reduse considerabil. În c) este prezentat cazul în care fluxul este scăzut la o valoare foarte mică, pierderile în miez scad, dar pierderile în cuprul statoric şi rotoric cresc, ceea ce duce la pierderi totale mai mari ale maşinii asincrone faţă de cazul b).

I

rI mI

sI

r

rI

r

mI

sI

sI

rI

r

mII I

Fig. 3.3.9. Diagrame explicative a dependenței dintre fluxul rotoric și pierderi în cazurile: a) flux nominal; b) flux nominal redus la jumătate; c) flux nominal redus la o valoare foarte mică

3.3.4.5. Optimizarea controlului mașinii asincrone pentru obținerea unui randament cât mai ridicat într-o aplicație de stocare a energiei prin pomparea apei

Deoarece caracteristicile de putere ale turbinei eoliene și a pompei centrifuge sunt ambele în dependență cubică față de turație, se impune și mașinii asincrone, care utilizată pentru antrenarea pompei funcționează în regim de motor, să funcționeze tot după o caracteristică cubică. Astfel, se poate spune că un astfel de tip de caracteristică de funcționare este cerută de însăși aplicația în care este utilizat motorul și anume, stocarea energiei eoliene prin pomparea apei. Mărimile între care se poate impune o astfel de dependență sunt tensiunea statorică de fază a mașinii asincrone și turația acestuia. Ecuația caracteristicii de funcționare a motorului, în acest caz, este dată de relația (3.3.16). În figura 3.3.10 este redată caracteristica cubică impusă pentru funcționarea motorului, comparativ cu caracteristica liniară a controlului clasic V/Hz. În continuare, această metodă de control a mașinii asincrone, realizată impunând dependența cubică între tensiunea statorică a mașinii și turație, va fi denumită V/Hz3.

03 UkfU s (3.3.16)

Unde: U - tensiunea de alimentare a maşinii asincrone, [V];

2,1k - constantă de proporţionalitate;

sf - frecvenţă statorică a maşinii asincrone, [Hz];


33

0U - căderea de tensiune pe rezistenţa statorică, [V].

Controlul unei mașini asincrone poate fi realizat în cuplu sau în turație. În cazul acestei metode de control, turația este cea “comandată” și în funcție de caracteristica impusă rezultă tensiunea de referință, care mai departe va fi introdusă ca semnal în blocul de generare a factorilor de modulație pe cele trei faze. Figura 3.3.11 prezintă implementarea metodei de control V/Hz3, pentru obținerea tensiunii de referință necesară în controlul unui invertor comandat prin tehnica de modulație a vectorului spațial de tensiune.

O caracteristică de dependență cubică între tensiune și frecvență impusă motorului asincron, duce la o funcționare a acestuia cu slăbire de câmp, adică are loc o defluxare a mașinii asincrone. Din considerentele legate de defluxarea mașinii, prezentate anterior, reiese că la regim de funcționare a mașinii asincrone cu flux redus, scad pierderile, fapt care duce la o creștere a randamentului motorului.

Fig. 3.3.10. Caracteristica tensiune-frecvenţă în cazul V/Hz și V/Hz3

p

2

Fig. 3.3.11. Schema bloc de implementare a controlului V/Hz3 pentru maşina asincronă

3.4. Modelarea pompei centrifuge

În cazul pompelor se definește puterea hidraulică a unei pompe, prin relația (3.4.1).

QHgPh (3.4.1)

unde: Ph - puterea hidraulică, [W];


34

g - acceleraţia gravitaţională, g=9.8 m/s2, [m/s2];

- densitatea specifică a apei, [kg/m3];

Q - debitul prin conductă, [m3/s]; H - înălţimea de pompare, [m].

Un element important care trebuie luat în considerare în modelarea pompelor centrifuge este viteza de antrenare a pompei, respectiv turația, mai ales având dat contextul aplicației în care este utilizată, acela al turației variabile. Este o caracteristică esenţială a pompelor şi influenţează în mod direct parametrii funcţionali: Q, H, P şi η. Astfel, debitul este proporțional cu turația, înălțimea se modifică proporțional cu pătratul turației și puterea cu cubul acesteia. [52.3], [53.3], [54.3].

2

1

2

1

n

n

Q

Q

2

2

1

2

1

n

n

H

H

3

2

1

2

1

n

n

P

P

Unde:

n1,2 – turația pompei, 21 nn [rpm];

P1 – puterea de pompare, corespunzătoare turației n1, [W]; P2 – puterea de pompare, corespunzătoare turației n2, [W];

Pentru variaţii reduse de turaţii se poate considera ca 21 . Pentru variaţii importante de

turaţie, determinarea valorii randamentului se face cu ajutorul ecuației (4.4.13), stabilite empiric [52.3], [53.3], [54.3]:

1012112 11 nn (3.4.13)

3.5. Concluzii

În acest capitol sunt prezentate modelele matematice ale elementelor întregului lanț electro-energetic, din care este format sistemul autonom de stocare a energiei Se începe cu modelarea părților principale ale turbinei eoliene: rotorul turbinei, cutia de viteze și generatorul acesteia. Sunt prezentate aspecte generale ale funcționării invertorului electronic de putere, când acesta are două sau mai multe nivele de tensiune. Este prezentată o analiză comparativă a pierderilor pentru invertorul clasic cu două nivele de tensiune și a celui cu trei nivele de tensiune, atât la putere mică cât și la nivel de MW, din care se constată că pierderile invertorului cu două nivele de tensiune sunt mai mici decât ale celui cu trei nivele de tensiune, dar valoarea pierderilor este nesemnificativă la nivelul de putere ridicată, pentru ambele tipuri de invertoare. Următorul element din lanțul electro-energetic este mașina asincronă, funcționând în regim de motor. Sunt prezentate două metode de control ale mașinii asincrone, metoda clasică V/Hz și metoda vectorială, de orientare indirectă după fluxul rotoric. Se realizează o analiză a pierderilor unei mașini asincrone și se prezintă o metodă de optimizare a randamentului MA, prin prisma controlului motorului. Astfel, este propusă o metodă de control, care este pretabilă a fi folosită într-o aplicație de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. Întrucât caracteristicele de putere a turbinei eoliene și a pompei centrifuge sunt ambele de ordin trei, caracteristica impusă pentru funcționarea motorului este tot de ordin 3, dependență între tensiune și frecvență. În final se prezintă modelarea pompei centrifuge.

Capitolul 4. Simularea sistemului autonom de stocare a energiei prin pomparea apei

35

CAP. 4. SIMULAREA SISTEMULUI AUTONOM DE STOCARE A ENERGIEI EOLIENE PRIN POMPAREA APEI

În acest capitol sunt prezentate simulările efectuate în scopul evidențierii comportamentului sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. Este simulat lanțul electroenergetic al sistemului cu toate componenetele implicate: turbină eoliană, cutie de viteze, generatorul turbinei, convertor, mașină asincronă și pompă.

De asemenea, sunt prezentate o serie de simulări asupra mașinii de antrenare a pompei, privind metoda de comandă aplicată. Astfel, este validată prin simulare metoda de control propusă pentru mașina de antrenare, V/Hz3, prin redarea comparativă a rezultatelor obținute utilizând trei metode de control, respectiv metoda vectorială indirectă cu orientare după câmp (IFOC), metoda scalară clasică V/Hz și metoda propusă în vederea optimizării sistemului, V/Hz3. 4.1. Simulări privind comportamentul sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei În vederea evidențierii comportamentului sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei este simulat lanțul electroenergetic din care acesta este constituit. Simulările au fost efectuate utilizând soft-ul Matlab/Simulink®. În figura 4.1.1 este reprezentată schema bloc a simulării unde se pot vedea elementele din care este constituit sistemul, respectiv turbina eoliană, cutia de viteze, generatorul eolian, convertorul pentru interfațarea turbinei cu grupul motor-pompă, mașina asincronă pentru antrenarea pompei funcționând în regim de motor, pompa centrifugă [1.4].

Parametrul de intrare în sistem, viteza vântului, este considerat a avea o variație de tip rampă liniară de la 0 la 10 m/s. În funcție de viteza vântului, se obține o putere disponibilă furnizată de turbină pentru antrenarea grupului motor-pompă. De asemenea, puterea nominală considerată pentru turbina eoliană și pentru mașina de antrenare a pompei este de 2,2 kW. Turația nominală a mașinii de antrenare a pompei este de 1430 rpm.

Fig. 4.1.1 Schema bloc a simulării sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei

Întrucât, după cum a fost menționat în subcapitolul 2.2.1 al acestei teze, verificarea

interacțiunii pompei asupra sistemului unde se dorește ca aceasta să fie inclusă este probată prin suprapunerea caracteristicii de putere a pompei peste caracteristicile sistemului, în figura 4.1.2 este reprezentată puterea de ieșire a pompei suprapusă peste caracteristicile de putere ale turbinei eoliene pentru diferite viteze ale vântului, rezultate din simulare. Mărimile sunt date în unități raportate. Se poate observa că punctele de funcționare ale pompei la diferite sarcini parțiale se situează pe


36

punctele de maxim ale caracteristicilor de putere ale turbinei eoliene pentru diferite viteze ale vântului, ceea ce demostrează faptul că sistemul este practic funcțional.

În figura 4.1.3 este ilustrată puterea pe care o furnizează generatorul eolian, care la viteza maximă a vântului (10 m/sec) ajunge la valoarea de 850 W. Tensiunea ajunge la valoarea de 180V, după cum se poate vedea în figura 4.1.4. În figura 4.1.5 este prezentată frecvența convertorului, a cărei valoare este de 50 Hz la 10 m/s. Puterea de pompare este de 1284W la viteza maximă a vântului considerată și este ilustrată în figura 4.1.6. Î

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.40

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

5 m/s6 m/s

7 m/s

8 m/s

9 m/s

10 m/s

11 m/s

Viteza vant [p.u.]

Pu

tere

[p

.u.]

Caracteristicile de putere ale sistemului

Turbina eoliana

Pompa centrifuga

Fig. 4.1.2. Caracteristica de putere a pompei centrifuge suprapusă peste caracteristicile de putere ale

turbinei eoliene

0 2 4 6 8 10 120

500

1000

1500

2000

Viteza vantului [m/s]

Pu

tere

[W

]

Puterea furnizata de generatorul eolian

0 2 4 6 8 10 120

500

1000

1500

Viteza vantului[m/s]

Pu

tere

[W

]

Puterea de pompare

Fig. 4.1.3. Puterea furnizată de generatorul 4.1.6. Puterea de pompare în funcție de viteza

eolian vântului

0 2 4 6 8 10 120

50

100

150

200

250


Te

ns

iun

e [

V]

Tensiunea data de convertor

0 2 4 6 8 10 120

10

20

30

40

50


Fre

cv

en

ta [H

z]

Frecventa data de convertor

Fig. 4.1.4. Tensiune dată de convertor Fig. 4.1.5. Frecvența convertorului în funcție de viteza vântului


37

În tabelul 4.1.1 sunt sintetizate rezultatele simulării, realizându-se și o analiză a randamentului sistemului în funcție de viteza vântului. Prin această sintetizare a rezultatelor principale ale simulării se evidențiază ceea ce s-a prezentat în capitolul 2.2.2 referitor la problemele legate de randamentul sistemului autonom de conversie a energiei eoliene prin pomparea apei și anume, faptul că randamentul sistemului este de valoare scăzută [1.4], [2.4], [3.4]. Nu doar în cazul vitezelor mici ale vântului, dar și la viteza nominală a turbinei eoliene, randamentul global nu atinge valoarea de 30% în condițiile în care randamentele fiecărui element din componența lanțului electroenergetic sunt: 98% pentru cutia de viteze, 90% pentru generatorul eolian, 85% pentru mașina asincronă (valori date pentru puteri nominale de ordinul zecilor de kW). Randamentul pompei centrifuge nu este constant, ci este implementat în simulare conform formulei (3.4.13) din capitolul 3. Randamentul global este de asemenea afectat de coeficientul de performanță al turbinei eoliene, cp, care în acest caz este considerat a fi 0,4.

Tabelul 4.1.1 – Sinteza rezultatelor simulării

Viteză vânt [m/s]

Putere GS, PSG

[W]

Tensiune U [V]

Frecvență f [Hz]

Cuplu MA, TMA [Nm]

Viteză unghiulară MA, ΩMA

[rad/s]

Putere P, Ppompă [W]

Viteză unghiulară pompă, Ωp

[rad/s]

Randament

Randament global

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0.1 5 0.61 15.71 0 0 0 0 2 2.51 0.25 5 0.61 15.71 0 0 0 0 3 20.1 2 5 0.61 15.71 14.42 30.63 0.71 0.29 4 67.85 6.8 5 0.61 15.71 14.42 30.63 0.21 0.085 5 160.83 15.75 8.14 1.06 25.48 33 40.28 0.21 0.082 6 314.13 30.8 18.8 3.46 58.76 200 72.7 0.64 0.25 7 542.83 54 24.25 5.5 79 393.5 91.24 0.72 0.29 8 861.97 84.48 30.5 7.65 95.44 636.3 106.97 0.73 0.29 9 1268.8 126 35.5 10 111.47 932.5 121.37 0.74 0.294

10 1832 179.6 40.42 11.95 126.98 1288 135.04 0.7 0.28 11 1832.6 179.6 40.42 11.94 127 1284.8 134.93 0. 0.28 12 1832.6 179.6 40.42 11.94 127 1284.8 134.93 0.7 0.28

4.2. Validarea metodei de control V/Hz3 pentru mașina de antrenare a pompei prin simulări comparative între diferite metode de comandă

În vederea testării și validării metodei de control propuse pentru comanda mașinii asincrone de antrenare a pompei, V/Hz3, au fost realizate simulări privind diferite metode de control ale mașinii [4.4]. Astfel, este evidențiat comportamentul mașinii în cazul metodelor de control: metoda vectorială indirectă cu orientare după câmp (IFOC) [5.4], metoda scalară clasică V/Hz, precum și metoda propusă pentru optimizare, V/Hz3.

Simulările au fost realizate considerându-se două ipoteze. Prima dintre acestea este că viteza vântului este cea nominală a turbinei eoliene, ceea ce face ca și mașina de antrenare a pompei să funcționeze în condiții apropiate de cele nominale. A doua ipoteză consideră contextul unui potențial eolian scăzut pentru analiza comportării mașinii la turații joase și la încărcări parțiale, prin prisma metodelor de control aplicate.

Simulările au fost realizate considerându-se mașina asincronă trifazată ABB 2MAA100LA, de putere nominală 2,2 kW, utilizată în cadrul experimentelor.


38

Soft-ul utilizat este Matlab/Simulink®, iar pentru maşina asincronă s-a utilizat librăria Plecs. Blocurile simulărilor sunt prezentate în detaliu în Anexa C.

4.2.1. Simulare realizată în contextul condițiilor nominale de funcționare a mașinii asincrone

Simularea, a cărei schemă bloc este redată în figura 4.2.1, este formată din trei blocuri principale, respectiv blocul invertorului, blocul din libraria Plecs® pentru mașina asincronă și blocul de comandă, în care sunt implementate cele trei metode de control ale mașinii: IFOC, V/Hz și V/Hz3.

În contextul aplicației date, de frecvență și tensiune variabile, în această simulare este considerată o variație a tensiunii pe linia de curent continuu a invertorului care controlează mașina asincronă de tip rampă liniară, de la 0 la 500V. Această variație este presupusă a fi în corelație cu variația vitezei vântului. Tensiunea pe linia de curent continuu a invertorului este reprezentată în figura 4.2.2. De asemenea, pentru toate cele trei metode de control ale mașinii, cuplul de încărcare este considerat conform caracteristicii de putere a unei pompe, dat de ecuația (3.4.12) [6.4].

Fig. 4.2.1. Schema bloc a modelului în Matlab/Simulink®

0 1 2 3 4 50

100

200

300

400

500

600

Timp [s]

Ucc

[V

]

Tensiunea pe linia de curent continuu a invertorului

Fig. 4.2.2. Tensiunea liniei de curent continuu a invertorului care controlează mașina asincronă


39

În continuare sunt prezentate în mod comparativ rezultatele obținute utilizând cele trei metode de control menționate anterior. În figura 4.2.3 sunt reprezentate turațiile mecanice și cele sincrone ale mașinii. Din grafice se observă că utilizând metoda de control propusă pentru comanda mașinii asincrone (V/Hz3) se obține o turație mecanică superioară față de metodele de control care au la bază păstrarea unui flux nominal în mașină (IFOC și V/Hz). Astfel, turația mecanică la care poate ajunge mașina este de 1050 rpm cu metodele IFOC și V/Hz, în timp ce cu metoda V/Hz3 se obține o turație mecanică de 1400 rpm. Această creștere a turației are loc pe baza efectului de slăbire a câmpului în mașină, care pentru aceeași valoare a tensiunii de alimentare permite antrenarea mașinii la o turație mai ridicată. În figura 4.2.3.a) unde sunt reprezentate turația mecanică și cea sincronă obținute în cazul metodei vectoriale indirecte cu orientare după câmp se poate observa că cele două se suprapun. În figura 4.2.4 este evidențiat cuplul de încărcare al mașinii asincrone, care în cazul metodelor cu flux constant în mașină are valoarea de 8 Nm, iar creșterea turației mașinii în cazul metodei de control V/Hz3 permite obținerea unui cuplu de încărcare de 11 Nm. Amplitudinea curenților statorici ai mașinii este de 5 A, corespunzătoare curentului nominal al mașinii. Curenții statorici sunt reprezentați în figura 4.2.5. În figura 4.2.6 sunt ilustrate tensiunile statorice de fază ale mașinii asincrone, a căror amplitudine, pentru toate cele trei metode de comandă analizate, se situează în jurul valorii de 270V.

0 2 4 6 8 100

200

400

600

800

1000

1200

1400

Timp [s]

nm

, n

s [

rpm

]

Turatia mecanica si cea sincrona a motorului asincron - IFOC

nm

ns

0 1 2 3 4 50

200

400

600

800

1000

1200

1400

Timp [s]

nm

, n

s M

A [

rpm

]

Turatia mecanica si cea de sincrona a motorului - V/Hz

nm

ns

a) b)

0 1 2 3 4 50

500

1000

1500

Timp [s]

nm

, n

s M

A [

rpm

]

Turatia mecanica si cea sincrona a motorului asincron - V/Hz3

nm

ns

c)

Fig. 4.2.3. Turaţia mecanică şi cea sincronă ale mașinii asincrone în cazul metodelor de control: a) IFOC , b) V/Hz, c) V/Hz3


40

0 2 4 6 8 100

2

4

6

8

10

12

Timp [s]

Cu

plu

de

inca

rcar

e M

A [

Nm

]

Cuplul de incarcare MA - IFOC

0 1 2 3 4 50

2

4

6

8

10

Timp [s]

Cu

plu

l d

e in

carc

are

MA

[N

m]

Cuplul de incarcare al motorului asincron - V/Hz

a) b)

0 1 2 3 4 50

2

4

6

8

10

12

14

Timp [s]

Cu

plu

l d

e in

carc

are

MA

[N

m]

Cuplul de incarcare MA - V/Hz3

c)

Fig. 4.2.4. Cuplul de încărcare a mașinii asincrone în cazul metodelor de control: a) IFOC , b) V/Hz, c) V/Hz3

0 2 4 6 8 10-6

-4

-2

0

2

4

6

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici ai motorului asincron - IFOC

ia

ib

ic

0 1 2 3 4 5-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici ai motorului asincron - V/Hz

ia

ib

ic

a) b)

0 1 2 3 4 5-10

-5

0

5

10

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici ai motorului asincron - V/Hz3

ia

ib

ic

Fig. 4.1.5. Curenții statorici ai mașinii asincrone în cazul metodelor de control: a) IFOC , b) V/Hz,

c) V/Hz3


41

0 2 4 6 8 10-300

-200

-100

0

100

200

300

Timp [s]

uab

c MA

[V

]

Tensiunile statorice ale motorului asincron - IFOC

ua

ub

uc

0 1 2 3 4 5

-300

-200

-100

0

100

200

300

Timp [s]

uab

c MA

[V

]

Tensiunile statorice ale motorului asincron - V/Hz

ua

ub

uc

a) b)

0 1 2 3 4 5-300

-200

-100

0

100

200

300

Timp [s]

uab

c MA

[V

]

Tensiunile statorice ale motorului asincron - V/Hz3

ua

ub

uc

c)

Fig. 4.1.6. Tensiunile statorice de fază ale mașinii asincrone în cazul metodelor de control: a) IFOC , b) V/Hz, c) V/Hz3

4.2.2. Simulare asupra comportamentului mașinii de antrenare a pompei în contextul unui potențial eolian scăzut

Pentru evidențierea comportamentului mașinii de antrenare a pompei în contextul unui

potențial eolian scăzut, s-a realizat o simulare în care tensiunea pe linia de curent continuu a invertorului are o variație de tip rampă liniară, de la 35 V la 100V. Schema bloc a simulării este redată în figura 4.2.7, unde se pot identifica blocul invertorului, blocul mașinii asincrone și blocul de comandă a acesteia. Mașina asincronă este controlată prin metodele de comandă IFOC, V/Hz și V/Hz3. În figura 4.2.8 este ilustrată tensiunea pe linia de curent continuu a invertorului care controlează mașina asincronă.

0 2 4 6 8 100

20

40

60

80

100

120

Timp [s]

Uc

c [

V]

Tensiunea pe linia de curent continuu a invertorului

Fig. 4.2.8. Tensiunea pe linia de curent continuu a invertorului care controlează mașina

asincronă


42

z

1

Unit Delay1

z

1

Unit Delay

v s_UVW

omg_mec

is_UVW

Te

SC_IM

MA

Uabc

Invertor

U_alfa_beta

Goto

Iabc

T_el

U_alf a_beta

omg_m1

Control

Fig. 4.2.7. Schema bloc a modelului în Matlab/Simulink®

În figura 4.2.9 sunt reprezentate turația mecanică și cea sincronă a mașinii asincrone. Și în

această simulare se poate vedea faptul că turația mașinii crește în cazul metodei de control de dependență cubică între tensiune și frecvență (V/Hz3) ajungând până la valoarea de 580 rpm, față de celelalte două metode de comandă a mașinii, unde turația mecanică este de 250 rpm. Pe graficul de reprezentare a turației obținute utilizând metoda de control V/Hz3 se poate observa o diferența mare între turația sincronă și cea mecanică chiar și în regim stabilizat. Această diferență arată o alunecare a mașinii de 19,5%, fiind cauzată de încărcarea mare a mașinii dată de caracteristica de putere a pompei și este mult mai vizibilă în cazul alimentării cu tensiune scăzută a mașinii (35-100V, în acest caz), față de cazul anterior prezentat, cu o variație a tensiunii de la 0 la 500V (figura 4.2.3.c). La acest nivel de tenisune se observă o creștere a cuplului de încărcare de la 0,4 Nm (IFOC și V/Hz) la 2,2 Nm (V/Hz3), cum se poate observa în figura 4.2.10. Reprezentarea curenților din figura 4.2.11 evidențiază prin scăderea amplitudinii de la 4 A (IFOC) și 3,7 A (V/Hz) la 3 A (V/Hz3) defluxarea care are loc în mașină utilizând dependența polinomială de gradul 3 între tensiune și frecvență, având avantajele obținerii unei turații mai mari pentru antrenarea pompei, astfel, a obținerii creșterii puterii disponibile pentru pompare conform caracteristicii de putere a pompei. În figura 4.2.12 sunt reprezentate tensiunile statorice de fază ale mașinii asincrone, amplitudinea lor situându-se în jurul valorii de 50 V.

Prin defluxare, conform celor prezentate în subcapitolul 3.3.4, se reduc pierderile în mașină. Toate aceste aspecte duc la creșterea randamentului grupului motor-pompă și implicit la creșterea randamentului global al sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei.


43

0 2 4 6 8 100

100

200

300

Timp [s]

ns,

nm

[rp

m]

Turatia mecanica si cea sincrona - IFOC

nm

ns

0 2 4 6 8 100

50

100

150

200

250

300

Timp [s]

ns,

nm

[rp

m]

Turatia mecanica si cea de sincrona - V/Hz

nm

ns

a) b)

0 2 4 6 8 100

200

400

600

800

Timp [s]

nm

, n

s [

rpm

]Turatia de referinta si turatia mecanica - V/Hz3

nm

ns

c)

Fig.4.2.9. Turaţia mecanică şi cea sincronă ale mașinii asincrone în cazul metodelor de control: a) IFOC , b) V/Hz, c) V/Hz3

0 2 4 6 8 100

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Timp [s]

Cu

plu

l M

A [

Nm

]

Cuplul de incarcare MA - IFOC

0 2 4 6 8 10

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

Timp [s]

Cu

plu

MA

[N

m]

Cuplul de incarcare MA - V/Hz

a) b)

0 2 4 6 8 100

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Timp [s]

Cu

plu

MA

[N

m]

Cuplul de incarcare MA - V/Hz3

c)

Fig. 4.2.10. Cuplul de încărcare a mașinii asincrone în cazul metodelor de control: a) IFOC , b) V/Hz, c) V/Hz3


44

0 2 4 6 8 10-6

-4

-2

0

2

4

6

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici MA - IFOC

ia

ibic

0 2 4 6 8 10-6

-4

-2

0

2

4

6

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici MA - V/Hz

ia

ibic

a) b)

0 2 4 6 8 10-6

-4

-2

0

2

4

6

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici MA - V/Hz3

ia

ibic

c)

Fig. 4.2.11. Curenții statorici ai mașinii asincrone în cazul metodelor de control: a) IFOC , b) V/Hz, c) V/Hz3

0 2 4 6 8 10

-50

0

50

Timp [s]

ua

bc M

A [

V]

Tensiunile statorice MA - IFOC

ua

ubuc

0 2 4 6 8 10

-50

0

50

Timp [s]

uab

c MA

[V

]

Tensiunile statorice MA - V/Hz

ua

ub

uc

a) b)

0 2 4 6 8 10

-60

-40

-20

0

20

40

60

Timp [s]

uab

c MA

[V

]

Tensiunile statorice MA - V/Hz3

ua

ubuc

c)

Fig. 4.2.12. Tensiunile statorice ale mașinii asincrone în cazul metodelor de control: a) IFOC , b) V/Hz, c) V/Hz3


45

4.3. Concluzii În acest capitol se dovedește funcționalitatea sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei prin simularea întregului lanț electroenergetic din care este compus: turbină eoliană, cutie de viteze, generator eolian, convertor, mașină de antrenare a pompei și pompă. Caracteristica de putere a pompei urmează punctele de maxim ale caracteristicilor de putere pentru diferite viteze ale vântului ale turbinei eoliene. Din simulare reiese faptul că randamentul global al sistemului este scăzut nu doar la viteze scăzute ale vântului, dar și la viteza nominală a turbinei eoliene. Astfel, randamentul în cazul unei puteri de 2,2 kW este de este de 28%.

A doua serie de simulări validează metoda de control bazată pe dependentă cubică între tensiune și frecvență (V/Hz3), propusă pentru mașina de antrenare a pompei. Simulările sunt realizate considerându-se două ipoteze. Prima presupune că viteza vântului este cea nominală a turbinei eoliene și mașina de antrenare a pompei are un regim de funcționare apropiat condițiilor nominale. A doua ipoteză consideră contextul unui potențial eolian scăzut, pentru analiza comportării mașinii la turații joase și la încărcări parțiale, prin prisma metodelor de control aplicate. În ambele situații, prin comparație cu alte două metode de control, respectiv cu metoda clasică V/Hz și cu metoda vectorială indirectă cu orientare după câmp (IFOC), se poate observa principiul care stă la baza acestei metode de control, defluxarea mașinii. Prin efectul slăbirii câmpului se obțin valori mai ridicate ale turației mașinii pentru aceeași tensiune de alimentare. Conform caracteristicii de putere a pompei, creșterea turației duce la creșterea puterii disponibile pentru pompare, aceste mărimi fiind într-o dependentă polinomială de gradul 3. Defluxarea mașinii de antrenare a pompei are ca efect scăderea pierderilor acesteia, lucru care contribuie la creșterea randamentului grupului motor-pompă. În final, toate aceste aspecte duc la creșterea randamentului global al sistemului.

Din analiza rezultatelor simulărilor s-a concluzionat independența rezultatelor față de puterile considerate. Ca urmare, pentru puterea de 5,5 kW a mașinii de antrenare a pompei s-a trecut direct la determinările experimentale.

Capitolul 5. Experimente privind funcționarea unui sistem autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei

46

CAP. 5. EXPERIMENTE PRIVIND FUNCȚIONAREA UNUI SISTEM AUTONOM DE STOCARE A ENERGIEI EOLIENE PRIN POMPAREA

APEI

Acest capitol cuprinde două părți. În prima parte este validată metoda prin care se optimizează sistemul autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. Optimizarea are loc la nivelul mașinii de antrenare a pompei, prin comanda acesteia. De asemenea, experimentele evidențiază și comportarea globală a sistemului autonom de stocare a energiei prin pomparea apei. În a doua parte se prezintă analiza experimentală a invertorului cu trei nivele de tensiune cu diode flotante și determinarea experimentală a randamentului acestuia.

5.1 Validarea metodei de control a mașinii asincrone de antrenare a pompei Având în vedere mențiunea din cadrul capitolului 3, și anume: caracteristicile de putere ale turbinei eoliene și cele ale pompei centrifuge trebuie ‘acordate’ pentru obținerea punctelor de funcționare optimă a sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei, acest lucru este realizat prin intermediul mașinii de antrenare a pompei. În subcapitolul 3.3.4.5: Optimizarea controlului mașinii asincrone pentru obținerea unui randament cât mai ridicat într-o aplicație de stocare a energiei prin pomparea apei este prezentată pe larg metoda optimizată, de control a mașinii asincrone, care funcționează în regim de motor. Această metodă se bazează pe defluxarea mașinii, având ca efect minimizarea pierderilor. Defluxarea mașinii permite funcționarea la turații mai ridicate pentru aceași valoarea a tensiunii, lucru care duce la creșterea vitezei de rotație a rotorului pompei și la evitarea parțială a funcționării pompei în zona de turație scăzută, pentru care are randament scăzut. Per total, se obține creșterea randamentului grupului motor-pompă și implicit și a celui global, al sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei.

Validarea metodei de control a mașinii asincrone de antrenare a pompei este realizată la nivel de laborator, la putere mică, de 2,2 kW și de 5,5 kW. Determinările experimentale sunt efectuate pe standuri care simulează funcționarea reală a unui sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. Astfel, comportamenul unei turbinei eoliene de turaţie variabilă, este emulat cu ajutorul unui autotransformator trifazat. Acesta alimentează instalația experimentală cu tensiune variabilă, considerată a fi tensiunea dată de turbină. Tensiunea minimă de la care s-au înregistrat datele este 70 V, în corelație cu tensiunea obținută în cazul unei turbine reale, corespunzătoare vitezei de pornire a turbinei, aspect prezentat în subcapitolul 2.1.

Întrucît la nivel de laborator sarcinile mecanice sunt realizate cu ajutorul mașinilor electrice rotative, în acest caz, pentru emularea pompei centrifuge a fost utilizată o mașină sincronă cu magneți permanenți [1.5], [2.5]. Pentru ambele nivele de putere măsurătorile s-au efectuat în regim tranzitoriu, cu raportare la viteza vântului, implicit turație, considerându-se o variație a vitezei vântului de tip rampă liniară. Nivelul maxim de turație la care s-a putut antrena sistemul este impus de limita de intrare în supramodulație a invertorului care controlează mașina asincronă.

Achiziția de date și controlul în timp real au fost realizate utilizând sistemul dSPACE® 1103. Interfațarea sistemului de comandă cu utilizatorul este dezvoltată în ControlDesk al sistemului dSPACE®, iar ca mediu de programare s-a utilizat programul Matlab/Simulink®.

6. Experimente privind funcționarea unui sistem autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei

47

5.1.1. Validarea metodei de control la nivelul de putere de 2,2 kW 5.1.1.1. Descrierea standului experimental Standul experimental pe care este studiat comportamentul sistemului autonom de stocare a energiei eoliene la nivelul de putere de 2,2 kW, este constituit din autotransformator (AT) alimentat de la reţea, maşină asincronă (MA), maşină sincronă cu magneţi permanenţi şi convertoarele de control ale acestora. De asemenea, în structura standului sunt incluşi şi traductori de tensiune şi curent (LEM). Aceştia transmit sistemului de comandă valorile curenţilor statorici ale celor două maşini electrice şi valorile de tensiune de pe liniile de curent continuu ale convertoarelor. Autotransformatorul (AT) substituie turbina eoliană de turaţie variabilă. Maşina asinconă (MA) funcţionează în regim de motor, în timp ce maşina sincronă cu magneţi permanenţi funcţionează în regim de generator, GSMP şi injecteză energia înapoi în reţea prin intermediul unui invertor trifazat. În figura 5.1.1.1 este prezentată schema bloc a standului experimental. Aceste determinări experimentale s-au desfăşurat într-unul dintre laboratoarele din cadrul institutului Institute of Energy Technology, în Aalborg, Danemarca. În figura 5.1.1.2 este redat standul fizic pe care s-a lucrat.

Fig. 5.1.1.1. Schema bloc a standului experimental

Control Desk

Display

AT

Analizor putere

GSMP

Osciloscop

InvertorDanfossVLT5004

InvertorDanfoss

FC300 VLT

LEM

LEMdSPACE

Fig. 5.1.1.2. Stand experimental de emulare a unui sistem autonom de stocare a energiei eoliene

prin pomparea apei, la nivelul de putere de 2,2 kW


48

5.1.1.2. Implementarea comenzii pentru emularea sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei în dSPACE®

Comanda sistemului cuprinde două blocuri principale: cel de achiziție de date și cel de control propriu-zis, realizat în funcție de semnalele achiziționate. În vederea validării metodei de control a mașinii asincrone V/Hz3, trebuie determinată o caracteristică cubică tensiune-frecvenţă pentru comanda maşinii asincrone. Caracteristica este determinată conform ecuației (3.3.16) din capitolul 3 şi implică cunoașterea căderii de tensiune pe rezistența statorică. Caracteristica de funcționare rezultată, impusă pentru funcționarea mașinii asincrone, este prezentată în figura 5.1.1.6 și are ecuația caracteristică dată de relaţia (5.1.1.1).

43.140025.0 3 ss fU (5.1.1.1)

sU - valoarea efectivă a tensiunii statorice de fază a maşinii asincrone, [V];

0025.0 - constantă de proporţionalitate, determinată pentru caractersistica de tip V/Hz3;

sf - frecvenţă statorică a maşinii asincrone, [Hz];

43.14 - căderea de tensiune pe rezistenţa statorică, la pornire [V].

În figura 5.1.1.7 este prezentată caracteristica de putere implementată mașinii sincrone cu magneți permanenți, pentru emularea pompei centrifuge.

0 10 20 30 40 500

50

100

150

200

250

300

350

Frecventa [Hz]

Te

ns

iun

e [

V]

Dependenta tensiune-frecventa V/Hz3

V/Hz

V/Hz3

Fig. 5.1.1.6. Caracteristica de funcționare V/Hz3 impusă mașinii asincrone, comparativ cu

caracteristica liniară V/Hz

0 500 1000 15000

500

1000

1500

2000

2500

Turatie [rpm]

Pu

tere

[w

]

Caracteristica de putere a pompei

Fig. 5.1.1.7. Caracteristica de putere a mașinii sincrone cu magneți permanenți, care emulează

funcționarea pompei centrifuge


49

5.1.1.3. Rezultatele determinărilor experimentale

Pentru validarea metodei de control a mașinii asincrone s-au utilizat diferite metode, pentru a se evidenţia diferențele ce apar între acestea, în cazul aplicaţiei particulare analizate. Pentru evidențierea îmbunătățirilor pe care le aduce metoda de control V/Hz3, rezultatele obţinute sunt prezentate comparativ cu relultatele altor două metode de control, respectiv metoda vectorială indirectă cu orientare după câmp (IFOC) și metoda scalară clasică V/Hz. Sunt analizate şi prezentate cazurile celei mai mici valori a tensiunii, considerată a fi tensiunea dată de turbină corespunzător vitezei de pornire, precum și cazul tensiunii nominale.

Pentru început sunt prezentate rezultatele obținute cu metoda indirectă de control vectorial cu orientare după câmp (IFOC). Apoi sunt prezentate rezultatele obținute cu metoda clasică de control a mașinii, V/Hz, precum și rezultatele obținute cu noua metodă de control prezentată anterior, V/Hz3. Din măsurători se poate observa că pentru a evidenţia îmbunătățirile aduse de metoda de control V/Hz3, este suficientă comparaţia cu metoda scalară V/Hz. Pentru validarea metodei de control V/Hz3, nu este necesar un control vectorial care, dacă are un flux constant aliniat după axa d, nu aduce modificări asupra pierderilor mașinii și implicit a randamentului. Comparaţia rezultatelor obţinute prin cele trei metode de control ale maşinii asincrone (IFOC, V/Hz şi V/Hz3)

a) Rezultatele determinărilor experimentale obținute în cazul metodei de comandă IFOC

În cazul unei tensiuni de 70 V, tensiunea pe linia de curent continuu a invertorului care controlează motorul asincron, tensiune corespunzătoare vitezei vântului la pornirea turbinei eoliene, se obține o turație de 160 rpm în regim stabilizat și un cuplu electromagnetic de 0,2 Nm, conform figurilor 5.1.1.8 și 5.1.1.9. În figura 5.1.1.10 sunt prezentați curenții statorici ai motorului asincron, pe cele trei faze, amplitudinea acestora ajungând la valoarea de 4A. În figura 5.1.1.11 se pot vedea componentele curentului statoric în sistem dq. Componenta curentului după axa d are o valoare constantă de 4 A, proporțională cu fluxul, iar componenta după axa q are o valoare de 0,2 A, furnizând cuplul electromagnetic al maşinii.

În cazul tensiunii nominale, respectiv 500 V pe linia de curent continuu a invertorului care controlează mașina asincronă, se obține o turație de 1100 rpm, o valoare foarte apropiată de turația nominală a mașinii utilizate (figura 5.1.1.12). Cuplul electromagnetic al mașinii este de 7,5 Nm (figura 5.1.1.13), iar amplitudinea curenților statorici este de 5 A (figura 5.1.1.14). În figura 5.1.1.15 se poate observa că și la acest nivel de tensiune componenta după axa d a curentului rămâne tot de 4 A, fluxul setat în maşină rămânând la aceași valoare constantă, iar componenta după axa q a curentului are valoarea de 3,5 A.


50

0 0.5 1 1.5 2 2.5 30

200

400

600

800

Timp [s]

nm

& n

s [

rpm

]

Turatia mecanica si turatia sincrona in controlul IFOC la Udc=70V

nm

ns

0 0.5 1 1.5 2 2.5 30

0.5

1

1.5

2

Time [s]

M M

A [

Nm

]

Cuplu MA in controlul IFOC la Udc=70V

Fig 5.1.1.8 Turația mecanică și cea sincronă Fig. 5.1.1.9. Cuplul electromagnetic

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

-5

0

5

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici ai MA in controlul IFOC la Udc=70V

ia

ibic

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

0

2

4

6

Timp [s]

i dq M

A [

A]

Idq ai MA in controlul IFOC la Udc=70V

id

iq

Fig. 5.1.1.10. Curenții statorici Fig. 5.1.1.11. Componentele curentului statoric

după axele dq

0 0.5 1 1.5 2 2.5 30

5

10

15

Timp [s]

M M

A [

Nm

]

Cuplu MA in controlul IFOC la Udc=500V

0 0.5 1 1.5 2 2.5 30

500

1000

1500

Timp [s]

nm

& n

s [

rpm

]

Turatia mecanica si turatia sincrona in controlul IFOC la Udc=500V

nm

ns

Fig 5.1.1.12 Turația mecanică și cea sincronă Fig. 5.1.1.13. Cuplul electromagnetic

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

-5

0

5

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici ai MA in controlul IFOC la Udc=500V

ia

ibic

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

0

2

4

6

Timp [s]

i dq M

A [

A]

Idq ai MA in controlul IFOC la Udc=500V

id

iq

Fig. 5.1.1.14. Curenții statorici Fig. 5.1.1.15. Componentele curentului statoric după

axele dq

b) Rezultate comparative ale determinărilor experimentale obținute prin metodele de control V/Hz și V/Hz3

În această parte sunt prezentate comparativ rezultatele determinărilor experimentale obţinute prin metodele de control ale mașinii asincrone V/Hz și V/Hz3. Se poate observa din figura 5.1.1.16 a) și


51

b) că utilizând metoda de control V/Hz3 se obține o turație superioară comparativ cu turația obținută în cazul utilizării metodei scalare clasice, V/Hz. Astfel, se obține o turație mecanică de 490 rpm, față de 150 rpm, turație obținută cu metoda clasică, considerându-se același potențial eolian disponibil.

Trebuie menționat că în cadrul acestor determinări experimentale nu s-a luat în calcul aspectul de compensare a alunecării. În figura 5.1.1.16 b) se poate vedea diferența semnificativă dintre turația mecanică și cea a câmpului magnetic învârtitor statoric, în regim stabilizat rezultând o alunecare de 16%. Acest lucru este cauzat și de încărcarea mare la care este supus motorul în acest caz, corespunzător dependenței cubice putere-turație din care constă caracteristica de funcționare a pompei antrenate de motor, reprezentată în figura 5.1.1.7. Fiind cazul unei tensiuni scăzute de alimentare a motorului și încărcare mare, regimul tranzitoriu este caracterizat de o constantă de timp semnificativ mai mare decât în cazul funcționării în condiții nominale.

În figura 5.1.1.17 a) și b) sunt reprezentați curenții statorici obținuți cu aceste metode de control. Se poate observa că utilizând metoda de control V/Hz3 amplitudinea curentului scade de la valoarea de 3,4 A la 2,5 A. Acest lucru este datorat efectului de slăbire de câmp a mașinii. La funcționare nominală, utilizând controlul V/Hz3, turația mașinii asincrone crește de la 1180 rpm în cazul metodei de control clasice V/Hz, la 1337 rpm (figurile 5.1.1.18 a) și b)). Amplitudinea curentului statoric este aproximativ egală utilizând ambele metode de control, respectiv 5A (figura 5.1.1.19).

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

0

200

400

600

800

Timp [s]

nm

& n

s [

rpm

]

Turatia masurata si turatia sincrona in

controlul V/Hz3 la Udc=70V

nm

ns

0 0.5 1 1.5 2 2.5 30

200

400

600

800

Timp [s]

nm

& n

s [

rpm

]

Turatia masurata si turatia sincrona in controlul V/Hz la Udc=70V

nm

ns

Fig 5.1.1.16. Turația mecanică și cea sincronă la 70 V, în cazul: a) metodei de control V/Hz, b)

metodei de control V/Hz3

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

-5

0

5

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici ai MA in controlul V/Hz la Udc=70V

ia

ibic

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

-5

0

5

Timp [s]

i abc M

A [

A]

Curentii statorici ai MA in controlul V/Hz3 la Udc=70V

ia

ibic

Fig 5.1.1.1.17. Curenții statorici ai mașinii asincrone la 70 V, în cazul: a) metodei de control V/Hz,

b) metodei de control V/Hz3


52

0 0.5 1 1.5 2 2.5 30

500

1000

1500

Timp [s]

nm

& n

s [

rpm

]

Turatia mecanica si turatia sincrona in controlul V/Hz la Udc=500V

nm

ns

0 0.5 1 1.5 2 2.5 30

500

1000

1500

Timp [s]

nm

& n

s [

rpm

]

Turatia mecanica si turatia sincrona

in controlul V/Hz3 la Udc=500V

nm

ns

Fig 5.1.1.18. Turația mecanică și cea sincronă la 500 V, în cazul: a) metodei de control V/Hz, b)


0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

-10

0

10

Timp [s]

i abc M

A [

A]


ia

ibic

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

-10

0

10

Timp [s]

i abc M

A [

A]


ia

ibic

Fig 5.1.1.19. Curenții statorici ai mașinii asincrone la 500 V, în cazul: a) metodei de control V/Hz,

b) metodei de control V/Hz3

Figura 5.1.1.20 prezintă o comparație a celor două metode de control din punct de vedere al puterilor de ieşire. Cu linie punctată sunt prezentate puterile obținute ca fiind cele disponibile pentru pompare, pentru aceleași valori ale puterii de intrare, la bornele secundarului autotransformatorului, reprezentate cu linie continuă. Acestea din urmă corespund puterii corespunzătoare turbinei eoliene. Rezultatele sunt prezentate având ca referință tensiunea pe linia de curent continuu a invertorului care controlează mașina asincronă, pentru o putere de intrare de 200 W, 400 W, 600 W, 800 W, 1000 W și 1200 W. Se poate vedea că prin metoda de control V/Hz3 (linia roșie) rezultă o putere disponibilă pompării superioară cu cea obținută utilizând metoda de control V/Hz (linia albastră).

Figura 5.1.1.21 arată că randamentul sistemului creşte utilizând dependența cubică ca metodă de control pentru grupul motor-pompă din cadrul sistemului de stocare a energiei eoliene utilizând pomparea apei. Acest lucru este mai pronunțat la putere mică – echivalentă cu situația unei viteze scăzute a vântului. Se poate observa că la o putere de 200 W, randamentul crește de la 26% la 36%, față de cazul metodei de control V/Hz. Acest fapt este datorat efectului slăbirii câmpului în mașină care conduce la reducerea pierderilor. La parametrii nominali, randamentul crește de la 51% la 57%.


53

0 100 200 300 400 500 6000

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

Tensiunea pe linia de curent continuu [V]

Po

wer

[W

]

Comparatie puteri V/Hz si V/Hz3

Pin

V/Hz

Pin

V/Hz3

PPMSG

V/Hz

PPMSG

V/Hz3

Fig. 5.1.1.20. Comparație între metoda de control a mașinii asincrone V/Hz și V/Hz3din punct de vedere a puterii

0 200 400 600 800 1000 1200 14000

20

40

60

80

100

Putere intrare [W]

Ran

dam

ent

[%]

Comparatie randament V/Hz si V/Hz3

V/Hz3

V/Hz

Fig. 5.1.1.21. Comparație între metoda de control a mașinii asincrone V/Hz și V/Hz3, din punct de vedere al randamentului obținut

Rezultatele comparative ale celor două metode de control sunt sintetizate în tabelul 5.1.1.1.

Pentru valoarea minimă a puterii obținută pe standul experimental (200 W), se observă o creștere a puterii de ieșire cu 37% (de la 46 W la 72 W) utilizând metoda de control V/Hz3. În același timp, turația crește de la 470 rpm la 620 rpm, rezultând o putere disponibilă pentru pompare de valoare mai ridicată, față de ce se obține cu metoda V/Hz.


54

Tabel 5.1.1.1. Comparație asupra puterilor și randamenului obținute cu metodele de control V/Hz și V/Hz3

Pin

[W]

V/Hz3 V/Hz Pout

[W] Vdc

[V] η

[%] Pout

[W] Vdc

[V] η

[%] 200 72 100 36 46 190 26 400 185 156 48 172 300 38 600 350 190 56 270 372 46 800 460 252 60 392 420 50 1000 613 298 62 510 458 53 1200 683 384 57 640 493 51

5.1.2. Validarea metodei de control la nivelul de putere de 5,5 kW 5.1.2.1. Descrierea standului experimental Și în cazul acestui nivel de putere, determinările experimentale s-au realizat simular cazului anterior prezentat. Comportamentul variabil al turbinei eoliene este emulat din punct de vedere al tensiunii de ieşire prin intermediul unui autotransformator trifazat. Pompa este emulată de o mașină sincronă cu magneți permanenți, funcționând în regim de generator, care de această dată debitează puterea pe o sarcină electronică. În cazul standului pe care s-a validat metoda de control a mașinii asincrone de antrenare a pompei la nivelul de putere de 2,2 kW, energia era injectată înapoi în rețea, însă această diferenţă nu influenţează determinările experimentale efectuate. Controlul sistemului și achiziția de date, în timp real, sunt realizate de către sistemul dSPACE®, iar interfațarea sistemului de comandă cu utilizatorul este realizată prin ControlDesk. Mediul de programare în care este realizat controlul este Matlab/Simulink®. Standului de laborator dezvoltat este prezentate în figurila 5.1.2.2. Aceste determinări experimentale s-au desfăşurat în cadrul Universităţii Transilvania din Braşov.

Invertor DanfossVLT5004

GSMP

MA

dSPACE

Control Desk Display

AT

SE

Redresor

Rezistente

Fig. 5.1.2.2. Standul experimental la nivelul de putere de 5,5 kW


55

5.1.2.2. Implementarea comenzii pentru emularea sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei în dSPACE® Comanda este realizată în mod similar celei pentru testarea maşinii la nivelul de putere de 2,2 kW. Constă într-un bloc de achiziție a datelor și blocul de control propriu-zis. Din datele mașinii a fost determinată caracteristica polinomială de gradul 3 a tensiunii de alimentare a motorului în funcţie de frecvenţă, dar s-a constatat că pentru valori mai mari de 15 Hz, câmpul magnetic în maşină scade semnificativ, cuplul electromagnetic atinge valoarea critică şi ca urmare, motorul se calează. Din acest motiv, caracteristica de tip V/Hz3, implementată mașinii asincrone, a fost deteminată prin testarea mai multor caracteristici, reprezentate în figura 5.1.2.4. Semnalele măsurate urmărite, care furnizează informație indirectă asupra fluxului din motor și asupra pierderilor sale, sunt curentul statoric și alunecarea. Astfel, pot avea loc trei situații: 1) curent mare, alunecare scăzută: indică un nivel de flux ridicat în motor (ridicat – în cazul de față

înseamnă apropiat de V/Hz). În această situație apar pierderi în cuprul statoric și în fier; 2) curent mare, alunecare mare: indică un nivel de flux prea scăzut în mașină. Printr-o valoare

ridicată a alunecării, se poate vedea componenta rotorică a curentului, inaccesibilă prin măsurare directă. Astfel, pierderile în cuprul rotoric cresc semnificativ. Prin însumarea curentului rotoric cu cel de magnetizare, rezultă o valoarea ridicată a curentului statoric, ducând la o valoare ridicată și a pierderilor în cuprul statoric (conform cu cele prezentate în cap 4). În acest caz randamentul poate fi chiar mai scăzut decât în cazul controlului V/Hz. De asemenea, în acest caz se poate produce și calarea motorului;

3) curent și alunecare scăzute: indică un flux optim în mașină. Pierderile sunt minimizate și randamentul grupului motor-pompă este îmbunătățit.

5 10 15 20 25 30

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

Frecventa [Hz]

Te

nsi

un

e [V

]

Curentul si alunecarea masurate pentru diferite caracteristici V/Hz3

10A3rpm

5A10rpm

5A10rpm

6A15rpm

6A20rpm

10A65rpm

10A15rpm

8A15rpm

8A20rpm

9A30rpm

10A15rpm

9A15rpm

9.5A25rpm

10A25rpm

10A40rpm

10A17rpm

10A3rpm

10A20rpm

11A15rpm

13A35rpm

13A40rpm

12A27rpm

12.5A15rpm

Peste 15 Hz MA se caleaza

Fig. 5.1.2.4. Caracteristicile de tip V/Hz3 testate pe mașina


56

Analizând funcționarea motorului pentru toate caracteristicile implementate din perspectiva curentului și alunecării, caracteristica optimă a fost construită trecând de pe o caracteristică pe alta. Astfel, până la o frecvență de 5 Hz și o tensiune de 30 V s-a urmărit caracteristica liniară, care asigură mașinii o pornire optimă. Între 5 Hz și 10 Hz, caracteristica impusă motorului este cea determinată inițial ținând cont de paramentrii săi, din datele de catalog şi este exprimată prin relaţia:

300025.0/ 331 fHzV (verde în figura 5.1.2.4). În gama de frecvență 10-20 Hz, se trece pe

caracteristica Hzs UfHzV 1033

2 005.0/ (albastru în figura 5.1.2.4). În gama de frecvență 21-25

Hz, caracteristica urmăreşte Hzs UfHzV 2033

3 006.0/ (galben în figura 5.1.2.4). Peste 25 Hz, se

trece pe caracteristica Hzs UfHzV 2533

2 0025.0/ , fiind paralelă cu caracteristica inițială,

300025.0/ 33 sfHzV (determinată din datele mașinii). HzU10 , HzU 20 , HzU 25 reprezintă

tensiunile statorice de fază la 10, 20 și respective 25 Hz. Caracteristica finală împlementată este prezentată în figura 5.1.2.6. Peste frecvența de 30 Hz caracteristica finală este extrapolată cu linie punctată, întrucât această valoare este de fapt limita impusă de mașina sincronă cu magneți permanenți care are turația nominala de 400 rpm.

0 10 20 30 40 500

100

200

300

400

Frecventa [Hz]

Ten

siu

ne

[V]

Dependenta tensiune frecventa in cazul controlului V/Hz3

Fig. 5.1.2.6. Caracteristica rezultată implementată mașinii asincrone, prin testarea diferitelor

caracteristici V/Hz3 5.1.2.3. Comparaţia rezultatelor obţinute prin cele două metode de control ale maşinii asincrone (V/Hz şi V/Hz3)

În figura 5.1.2.7 a) și b) este redată turația mașinii asincrone, pentru cele două metode de control analizate. Se observă că utilizând metoda de control V/Hz3 se obține o creștere a turației de la 150 rpm la 215 rpm, având la dispoziție același potențial eolian. Creșterea turației mașinii, conform celor precizate anterior, duce la creșterea turației rotorului pompei și implicit la creșterea puterii disponibile pentru pomparea apei.

Din figura 5.1.2.8 a) și b), prin reprezentarea curenților statorici, se poate observa slăbirea câmpului în mașină. Astfel, prin utilizarea metodei de control V/Hz3 are loc o scădere a amplitudinii curentului de la valoarea de 9 A, la 5 A.

În figura 5.1.2.9 este prezentat randamentul obținut prin cele două metode de control. În cazul celei mai mici puteri și tensiuni corespunzătoare vitezei de pornire a turbinei eoliene obținute pe stand, respectiv 150 W și 70 V pe linia de curent continuu a invertorului care controlează mașina


57

asincronă, are loc o creștere a randamentului de la 5,3% la 47%. Rezultatele pentru acest caz sunt sintetizate în tabelul 5.1.2.2.

0 1 2 3 4 50

100

200

300

Timp [s]

nm

, n

s M

A [

rpm

]

Turatia masurata si turatia sincrona in controlul V/Hz la Udc=70V

nm

ns

0 1 2 3 4 5

0

100

200

300

Timp [s]

nm

, n

s M

A [

rpm

]

Turatia masurata si turatia sincrona in controlul V/Hz3 la Udc=70V

nm

ns

Fig.5.1.2.7. Turația mecanică și cea sincronă la 70 V, în cazul: a) metodei de control V/Hz, b)


0 1 2 3 4 5

-10

0

10

Timp [s]

i abc M

A [

A]


ia

ibic

0 1 2 3 4 5

-10

0

10

Timp [s]

i abc M

A [

A]


ia

ibic

Fig 5.1.2.8. Curenții statorici ai mașinii asincrone la 70 V, în cazul: a) metodei de control V/Hz, b)


0 500 1000 1500 20000

20

40

60

80

100

Pin [W]

Ran

dam

ent

[%]

Randamentul global obtinut

V/Hz3

V/Hz

Fig. 5.1.2.9. Comparație între metoda de control a mașinii asincrone V/Hz și V/Hz3, din punct de vedere al randamentului obținut

Tabelul 5.1.2.2. Comparație asupra rezultatelor metodelor de control: V/Hz și V/Hz3 la cel mai mic nivel de putere obținut pe standul experimental

Pin=150W Vdc=70V

V/Hzn=100 rpm

V/Hz3

n=215 rpm

PIM 110 137

PPMSG 10 71

Pdis 8 70

η [%] 5.3 47


58

5.2. Analiza experimentală, la nivel de laborator, a invertorului cu trei nivele de tensiune cu diode flotante, 3L NPC Invertorul cu trei nivele de tensiune cu diode flotante, NPC pe care s-au realizat măsurătorile este unul monofazat, având puterea nominală de 1 kW. Acesta este alimentat de la rețea prin intermediul unui redresor și energia este disipată pe o sarcină rezistivă. Comanda invertorului este realizată prin intermediul unei dispozitiv programabil la nivel logic, respectiv cu o placă FPGA (Field Programmable Gate Array). Prin acest dispozitiv sunt furnizate semnalele de intrare în conducție și de blocare pentru tranzistoarele din configurația invertorului. Sstandul experimental este prezentat în figura 5.2.2 (sarcina pe care este disipată energia, nu este captată în imagine). Aceste determinări experimentale au fost realizate la Universitatea Politehnică, București.

Fig. 5.2.2. Standul experimental de analiză a invertorului cu trei nivele de tensiune cu diode flotante, 3L NPC

Comanda tranzistoarelor invertorului prin FPGA a fost realizată utilizând mediul Quartus®.

Quartus® este un software CAD (Computer Aid Design), care este utilizat pentru implementarea într-un dispozitiv programabil la nivel logic, cum sunt FPGA-urile (Field Programmable Gate Array). Utilizeaza limbajul de descriere hardware VHDL (Very High Speed Integrated Circuit Hardware Description Language), care mimează comportamentul unui sistem fizic. Prezintă un nivel ridicat de abstractizare, la nivel comportamental al sistemului și la nivel structural al acestuia [6.5].

Un sistem digital în limbaj VHDL trebuie să conțină o entitate, care poate conține la rândul său alte entități considerate compomente ale entității superioare. Fiecare entitate este modelată prin declararea entității și a corpului arhitecturii entității. Declararea entității este echivalentă cu interfațarea cu exteriorul, unde sunt definite semnalele de intrare-ieșire, iar corpul arhitecturii conține descrierea entității, ale componentelor sale, ale proceselor, inter-conexiunii dintre acestea, toate funcționând în același timp [6.5].

Comanda implementată este de tip PWM. Pornindu-se de la frecvența de ceas a plăcii de comandă, se obțin frecvențele pentru cele două semnalele triunghiulare necesare și pentru semnalul


59

de referință sinusoidal, prin blocul divizor de frecvență. Cele două semnale sunt aplicate unui bloc comparator, iar rezultatul comparaţiei este aplicat unui bloc de comandă ce furnizează semnalele PWM de ieşire pentru invertor. În figura 5.2.4 sunt prezentate semnalele de comandă ale dispozitivelor semiconductoare, la nivel logic, 0 sau 1. Astfel, semnalele de comanda obținute cu ajutorul software-ului Quartus® sunt implementate pe FPGA.

Fig. 5.2.4. Semnalele de comandă ale tranzistoarelor unui 3L NPC monofazat, în Quartus®

În figura 5.2.5 se redă oscilograma tensiunii și curentului, determinate experimental la ieșirea din invertorul 3L NPC, unde se pot vedea cele trei nivele de tensiune, respectiv –Ucc/2 , 0 și Ucc/2. În figura 5.2.6 sunt redate semnalele de comandă pe poartă ale dispozitivelor semiconductoare de putere din structura invertorului 3L NPC monofazat, generate prin FPGA.

Fig 5.2.5. Tensiunea și curentul la ieșirea din Fig. 5.2.6. Semnalele de comandă pe poarta invertorul 3L NPC tranzistoarelor NPC-ului


60

Măsurătorile au fost realizate la frecvență constantă, înctrucât cartela FPGA nu permite comanda dispozitivelor semiconductoare de putere la frecvență variabilă. Frecvențele la care s-a analizat funționarea invertorului NPC sunt: 50 Hz, 30 Hz și 15 Hz. S-a constatat că nu există diferențe notabile asupra pierderilor invertorului, prin modificarea frecvenței. Motivul este raportul foarte mare între frecvența semnalului sinusoidal de referință și frecvența semnalelor triunghiulare purtătoare, prin care se realizează comanda convertorului, de la câțiva Hz la kHz. Randamentul acestui invertor, în condiţiile testate, a atins valoarea de 96%.

6.3. Concluzii Acest capitol prezintă o serie de determinări experimentale pentru funcționarea sistemului autonom de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. S-a realizat validarea metodei de control pentru mașina de antreanare a pompei, care constă în impunearea unei dependențe de tip cubică între tensiunea statorică de fază și frecvență. Această metodă de control este validată la nivel de laborator, pe două standuri cu puterile de 2,2 și 5,5 kW. Sunt prezentate comparativ cu alte metode de control, respectiv cu metoda indirectă de orientare după câmp și metoda scalara V/Hz, îmbunătățirile aduse de metoda de control aplicată mașinii de antrenare a pompei, respectiv reducerea pierderilor și creșterea randamentului. Al doilea set de determinări experimentale au ca scop analizarea unui invertor cu trei nivele de tensiune și determinarea randamentului acestuia. S-a constat că frecvența variabilă nu influențează randamentul convertorului datorită raportului foarte mare dintre frecvențele semnalelor necesare comenzii invertorului (PWM), iar randamentul invertorului testat are valoarea de 96%. Utilizarea invertorului cu trei nivele de tensiune în aplicația de stocarea energiei eoliene prin pomparea apei asigură reducerea riplului curentului motorului având ca urmare reducerea pierderilor acestuia, scăderea dimensiunilor filtrului sau chiar eliminarea definitivă. Aceste aspecte duc la creșterea randamentului global al sistemului de stocare.

Capitolul 6. Concluzii finale. Contribuții originale. Direcții viitoare de cercetare.

62

CAP. 6. CONCLUZII FINALE. CONTRIBUȚII ORIGINALE. DIRECȚII VIITOARE DE CERCETARE. 6. 1. CONCLUZII FINALE Această teză de doctorat promovează tehnologiile de producere și stocare a energiei electrice provenite din surse nepoluante și propune un sistem de acest tip, care asociază două resurse naturale gratuite, vânt și apă. Astfel, acest sistem este concretizat prin producerea energiei eoliene și stocarea acesteia în energia potențială a apei. Stocarea în energia potențială a apei este o tehnologie verificată și este singura metodă de stocare a energiei care asigură capacitate foarte mare de stocare (de ordinul miilor de MWh) și răspuns la cererea de energie rapid și flexibil. Principalul dezavantaj este costul inițial ridicat, care poate fi amortizat prin actualizarea centralelor hidroelectrice, dar și prin utilizarea bazinelor naturale, cum ar fi lac, mare, ocean sau cavități subterane consolidate. Stocarea în energia potențială a apei presupune pomparea apei dintr-un bazin inferior într-un bazin superior utilizându-se o anumită sursă de energie. În contextul impunerii strategiilor de producere a energiei din surse regenerabile la nivel global, ne confruntăm cu necesitatea integrării în sistemele energetice a unei cantități foarte mari de energie produsă din surse impredictibile și cu caracter variabil, cum este energia eoliană. Un transfer energetic la nivel ridicat, caracterizat de fluctuații, către rețelele electrice produce instabilitate acestora prin perturbații și deteriorarea calității energiei. Astfel, stocarea energiei prin pomparea apei reprezintă o modalitate sigură de integrare a energiei eoliene la scară largă și de asemenea permite acoperirea cererii de energie în orice moment. Problemele care apar la stocarea energiei eoliene prin pomparea apei sunt legate de condițiile de funcționare ale sistemului implicat și de randamentul global al acestuia. Astfel, regimul de funcționare este variabil, fiind dependent de variația vitezei vântului, carecter care se propagă în tot sistemul. Parametrii elementelor sistemului de stocare apar în interdependențe dificil de definit. Referitor la randament, acesta are valoare scăzută, de aproximativ 20%, fără a considera îmbunătățirile aduse în prezenta lucrare, sau 40% daca nu este considerat coeficientul de performanță al turbinelor eoliene, cp, fiind afectat de randamentele lanțului electroenergetic lung din care este compus sistemul, respectiv turbina eoliană, cutie de viteze, generatorul eolian, convertor, mașină electrică pentru antrenarea pompei și pompă. Sistemul este studiat ca funcționând în mod autonom, neconectat la rețea, întrucât astfel de sisteme depind de caracteristicile locației unde sunt amplasate și pot exista situații care nu permit conectarea la rețea. De asemenea, și cu existența rețelei elecrice în vecinătate, pomparea apei are loc tot cu turbina eoliană funcționând în mod autonom.

Este probată interacțiunea pompei în cadrul sistemului și se dovedește faptul că acesta are o funcționare optimă deoarece caracteristica pompei se suprapune peste punctele de maxim ale caracteristicilor de putere la diferite viteze ale vântului ale turbinei eoliene, dar sunt necesare modalități de creștere a randamentului global al sistemului atât prin alegerea elementelor sistemului care să ducă la o funcționare de ansamblu optimă, cât și prin metode de control adecvate pentru o astfel de aplicație. În acest sens, este prezentată o scurtă dezbatere asupra elementelor din care este compus sistemul automon de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. În concluzie, s-a stabilit


63

că acesta este format din turbină eoliană, cutie de viteze, generatorul eolian este considerat cel sincron cu magneți permanenți, mașina de antrenare a pompei este cea asincronă funcționând în regim de motor, pompa este de tip centrifugal, în contextul variațiilor mari de turație.

Din punct de vedere al metodelor de control adecvate aplicației, în această teză de doctorat este propusă o metodă de comnandă pentru mașina asincronă de antrenare a pompei. Aceasta are rolul de adaptare a caracteristicilor pompei cu cele ale turbinei eoliene și îndeplinește obiectivul principal al tezei, acela de optimizare a sistemelor de stocare a energiei electrice prin pomparea apei pe partea de randament.

Metoda de control este aplicabilă cu precădere în aceste sisteme și are la bază un principiu clasic al mașinii asincrone, anume slăbirea câmpului magnetic. Aceasta permite obținerea unor turații ridicate ale mașinii și la alimentare cu tensiune scăzută, fapt care duce la creșterea puterii disponibile pentru pompare conform caracteristicii pompei. De asemenea, prin defluxarea mașinii se reduc pierderile acesteia. Comanda mașinii asincrone prin această metodă duce la creșterea randamentului pe grupul motor-pompă și implicit la creșterea randamentului global al sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. Metoda de comandă a fost validată prin simulări și experimental la nivel de laborator, prin comparație cu alte metode de control bazate pe păstrarea fluxului nominal în mașină, respectiv metoda vectorială indirectă cu orientare după câmp (IFOC) și metoda scalară clasică V/Hz. Astfel, la nivelul de putere de 5,5 kW are loc o creștere a randamentului de la 5,3 % la 47% pentru situația unei alimentări cu tensiune scăzută a motorului, de 50 V – valoare efectivă a tensiunii de linie.

Este realizată și o analiză asupra pierderilor convertoarelor de frecvența care interfațează sistemul eolian cu grupul motor-pompă. Se constată că frecvența variabilă nu influențează randamentul convertorului datorită diferenței foarte mari dintre frecvențele semnalelor necesare comenzii invertorului (PWM) şi frecvenţa de lucru a motorului de antrenare.

Sistemul de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei poate fi extins și la puteri de ordinul MW, acesta fiind de fapt nivelul de putere vehiculat în cazul stocării prin pomparea apei. În acest caz, randamentul sistemului poate ajunge în mod natural la 70%, fără considerararea coeficientului de performanță al turbinei eoliene, întrucât randamentele individuale ale elementelor din care este format sunt de valori ridicate (mașina sincronă cu magneți permanenți poate avea un randament de peste 97 %, iar mașina asincronă un randament de peste 95 %).

Implementarea unui sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei poate contribui semnificativ la îndeplinirea țintelor strategice impuse României pentru producerea energiei din surse regenerabile. Țara noastră poate atinge aceste obiective prin energia eoliană și prin energia hidroelectrică, deja exploatată în mare măsură. Dar, sistemul nostru electroenergetic nu este încă pregatit să absoarbă cantități mari de energie fluctuantă produsă din surse impredictibile. Astfel, un sistem de stocare a energiei prin pomparea apei asigură integrarea energiei eoliene la capacitate de ordinul MWh în cazul utilizării sistemelor autonome. Caracterul instabil al energiei eoliene este atenuat de cel stabil al energiei hidroelectrice și astfel nu s-ar pierde energia produsă de turbinele eoliene când acestea nu dispun de aprobare pentru conectarea la rețea. De asemenea, sistemul asigură acoperirea vârfurilor de sarcină în orice moment.


64

6.2. CONTRIBUȚII ORIGINALE În vederea elaborării tezei și îndeplinirii obiectivelor propuse, contribuțiile autoarei sunt următoarele: 1. Sinteză a mijloacelor de stocare a energiei eoliene în care se urmăresc aspecte referitor la

capacitatea de stocare, durata de stocare, timpul de răspuns la cererea de energie; 2. Analiza unui sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei, stabilirea configurației

unui astfel de sistem; 3. Modelarea şi simularea sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei; 4. Calcul comparativ de pierderi pentru invertorul clasic cu două nivele de tensiune și invertorul cu

trei nivele de tensiune cu diode flotante, NPC (Neutral Point Clamped); 5. Realizarea comenzii în mediul de programare Quartus® pentru controlul tranzistoarelor unui

NPC monofazat comandat printr-un dispozitiv programabil la nivel logic, respectiv FPGA (Field Programmable Gate Array), pentru diferite frecvențe ale tensiunii de alimentare;

6. Optimizarea comenzii mașinii asincrone prin implementarea unui control care urmărește o dependență polinomială de gradul 3 între tensiune și frecvență, cu precădere avându-și aplicabilitatea într-o aplicație de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. Scopul metodei de control este acela de reducere a pierderilor pe mașina asincronă, obținerea unei puteri mai mari disponibile pentru pompare și implicit creșterea randamentului global al sistemului;

7. Realizarea blocurilor de comandă în Matlab/Simulink; 8. Conceperea și realizarea standului experimental de laborator la puterea de 5,5 kW; 9. Comparații între rezultatele experimentale obținute utilizând trei metode de control ale mașinii

asincrone, la diferite nivele de putere. Acestea au fost realizate în scopul validării metodei de control propuse pentru mașina de antrenare a pompei, dar și pentru evidențierea comportamentului unui sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei.

6.3. DIRECȚII VIITOARE DE CERCETARE Tematica abordată se poate extinde în mai multe direcții de cercetare. Astfel, în această teză nu a fost atinsă în detaliu analiza sistemului de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei la puteri de ordinul MW. Pe partea de convertor este necesară o analiză a randamentului și din punct de vedere al topologiilor multinivel existente, care se pretează a fi incluse într-un astfel de sistem. De asemenea, analiza pierderilor convertorului poate fi realizată și din punct de vedere al metodelor de modulație utilizate. Pe partea grupului motor-pompă, se pot utiliza noi structuri de mașini electrice optimizate prin însăși construcția lor pentru obținerea unui randament mai ridicat. Tot referitor la mașina de antrenare a pompei, comanda acesteia necesită introducerea unei metode de compensare a alunecării și determinarea relației de compensare, care este neliniară.

De asemenea, foarte importantă este și analiza sistemului în contextul conectării la sistemul energetic.

Bibliografie selectivă

[1] Comunicat de presă Procesul de atragere a investitorilor interesaţi de construcţia

Hidrocentralei Tarniţa-Lăpuşteşti intră în linie dreaptă, mai 2011;

[2] Seveth Framework programme (FP7), dat de Comisia Europeană;

[6]. P. M. Anderson, A. A.Fouad, Power system control and stability, IEEE Press, ed. 2, 2003; [7]. J. Barton, D. Infield, Energy Storage and its use with Intermittent Renewable Energy, IEEE

Transactions on Energy Conversion, vol.10 No. 2, June 2004. [8]. B. Sørentsen Renewable energy – Its physics, engineering, environmental impacts,

economics & planning, Elsevier Academic Press, ed. 3, 2004; [9]. I. Boldea, Variable speed generators, CRC Press of Taylor and Francis Group, 2006; [10]. R. Krishnan, Permanent Magnet Synchronous Machine and DC brushless machine, CRC

Press, Taylor and Fracis Group, 2010; [11]. O. Lopez, J. Alvarez, J. Doval-Gandoy, and F. D. Freijedo, “Multilevel multiphase space

vector PWM algorithm with switching state redundancy,” IEEE Trans. Ind. Electron., vol. 56, no. 3, pp. 792–804, Mar. 2009;

[12]. F. Blaabjerg, U. Jaeger, M. Nielsen, J. K. Pedersen, Power losses in PWM VSI inverter using NPT or PT IGBT devices, IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 10, pag. 358-367, Mai 1995;

[13]. L. Cloțea, A. Forcoș, C. Marinescu, M. Heorgescu, Power losses comparison of two level and three level neutral clamped inverters for a wind pump storage system, Proceedings of International Conference of Optimization of Electrical and Electronic Equipment, Mai, 2010, pp. 1174-1179.

[14]. D. W. Novotny, T. A. Lipo, Vector control and Dynamics of AC drives, Oxford University Press, 2000.

[15]. G. Ivanski, W, Koczare, Autonomous power system for island or grid-connected wind turbines in distributed generation, European Transaction on Electrical Power, vol. 18, nr. 17, pag. 658–673, Martie 2008;

[16]. J. A. Suul, Variable speed pumped storage hydropower for integration of wind energy in isolated grids – case description and control strategies, Nordic Workshop on Power and Industrial Electronics, Iunie, 2008;

[17]. M. Malinovski, K. Gopakumar, J. Rodrigues, M. A. Perez, A survey on cascaded multilevel inverters, Transaction on Industrial Electronics, vol. 57, no. 7, 2010;

[18]. X J. Rodrigues, S. Bernet, P. Steimer, I. Lizama, A survey on neutral point multilevel inverters, Transaction on Industrial Electronics, vol. 57, no. 7, 2010;

[19]. D. Floricau, G. Gateau, M. Dumitrescu, R. Teodorescu, “A new stacked NPC converter: 3L-topology and control”, EPE 2007, Aalborg, Denmark, pp.1-10,2007;

DISEMINAREA REZULTATELOR

Articole publicate in proceedings de conferinte indexat ISI: 1. L. Cloţea, A. Forcoṣ, C. Marinescu, M. Georgescu, Power analysis of two level and three level

neutral clamped inverters for a wind pump storage system, Proceedings of International Conference of Optimization of Electrical and Electronic Equipment, Mai 2010, pp. 1174-1179.

2. A. Forcoṣ, C. Marinescu, I. Șerban, L. Cloțea, R. Teodorescu, Efficiency improvement for wind energy pumped storage system, Proceedings of 20th International Symposium on Industrial Electronics, ISIE, Iunie 2011, pp. 579-584;

3. A. Forcoș, C. Marinescu, Motor pump group efficiency in a wind energy pumped storage system, Proceedings of 7th International Symposium Advanced Topics in Electrical Engineering, Mai 2011, București, România, pp. 235-240.

Articole publicate in juranle romanesti recunoscute CNCSIS: 4. A. Forcoṣ, C. Marinescu, Modeling an autonomous wind turbine electric pump system, Journal

of Electrical and Electronics Engineering, vol. 2, nr. 2, ISSN 1844-6035, Oradea, România, 2009, pp.25-28. B+

5. A. Forcoṣ, C. Marinescu, A hybrid wind hydro system, Buletinul Universitatii Transilvania din Braşov, vol.1 (50), Seria 1, ISSN 2065-2119, Braşov, România, 2008, pp. 335-342. B

6. A. Forcoṣ, C. Marinescu, Induction machine drive for wind energy pump storage, Analele Universității din Craiova, Seria Inginerie Electrică, vol. II, nr. 34, 2010, ISSN: 1842-4805, pp. 167-171. B+

7. A. Forcoṣ, C. Marinescu, A small autonomous system for storing wind energy by pumping water, Buletinul Institului Politehnic din Iași, Ed. Politehnium, fasc. 1, 2011, pp. 113-123. B+ Articole publicate in volume de conferinte international si nationale:

8. C. Marinescu, A. Forcoş, Modelarea sistemelor autonome de stocare eolian hidro, Conferinţa Naţională şi Expoziţia de Acţionări Electrice, Lucrări publicate CNEE 2009, Ed. SIER, vol. 1.

9. A. Foroṣ, C. Marinescu, Storing wind energy by pumping water, Proceedings of 7th International Conference on Electromechanical and Power systems, Iaşi, România, 8-9 Octombrie, 2009, pp. 357-360.

10. A. Forcoṣ, C. Marinescu, Combining hydro with wind electrical sources in the Romanian specific condition, Proceedings of 2nd Conference on Sustainable Energy, ISBN 978-973-598-316-1, Braşov, România, 2008, pp. 473-478.

11. A. Forcoṣ, Device for turning pages, “Creativity and Inventics” Magazine, Vol. 1, 2009, Brașov, ISSN 2067 – 3086. – Premiul I la Sesiunea de Comunicări “Creativitate și Inverntică” a Școlii Doctorale, Brașov.

OPTIMIZAREA SISTEMELOR DE STOCARE A ENERGIEI EOLIENE UTILIZÂND ENERGIA HIDROELECTRICĂ

WIND ENERGY STORAGE SYSTEMS OPTIMIZATION USING HYDRO ELECTRIC

Rezumat În contextul impunerii strategiilor de producere a energiei din surse regenerabile la nivel

global, ne confruntăm cu necesitatea integrării în sistemele energetice a unei cantități foarte mari de energie produsă din surse impredictibile și cu caracter variabil, cum este energia eoliană. Un transfer energetic la nivel ridicat, caracterizat de fluctuații, către rețelele electrice produce instabilitatea acestora prin perturbații și deteriorarea calității energiei. Astfel, stocarea energiei prin pomparea apei reprezintă o modalitate sigură de integrare a energiei eoliene la scară largă și de asemenea permite acoperirea cererii de energie în orice moment.

În această teză de doctorat sunt analizate problemele care apar la funcționarea autonomă a unui sistem de stocare a energiei eoliene în energia potențială a apei. Principalul dezavantaj al unui astfel de sistem este randamentul global de valoare mică (20% fără nici un fel de metodă de îmbunătățire). În această teză se propune o metodă de control pentru mașina electrică de antrenare a pompei, respectiv pentru mașina asincronă, aplicabilă cu precădere într-un sistem de stocare a energiei eoliene prin pomparea apei. Această metodă de comandă a mașinii duce la minimizarea pierderilor, la obținerea unei puteri disponibile mai mari pentru pompare și astfel, are loc creșterea randamentului global al sistemului.

Abstract In the context of high renewable energy targets globally imposed, we are facing with the

necessity of grid integration for high amount of power provided by variable and unpredictable sources. Wind energy is one of the renewable energy sources with high integration demand. A fluctuating energetic transfer creates grid instability through perturbations and energy quality degradation. Hence, pumped storage is a good alternative for wind energy integration at high power level and also assures energy demand at any time.

The problems which appear with autonomous operation of wind energy pumped storage systems are analyzed in this thesis. The main disadvantage is the low conversion efficiency (20% without any improving method). A control method for the electric machine driving the pump, respectively induction machine, especially applicable for wind energy pumped storage system, is proposed in this thesis. This control method minimizes electric machine losses. A higher power available for pumping is obtained and the global efficiency of the system is increased.

Conducător ştiinţific, Prof. dr.ing. Corneliu MARINESCU

Doctorand, Ing. Andreea FORCOȘ

Curriculum vitae

Informații personale

Nume / Prenume FORCOȘ Andreea

Adresă Oituz, Bacau, Romania, Cod 607366, (adresă permanentă) Strada Colina Universității , No. 14, 500068, Braşov, Romania (adresă temporară )

Telefon +40 268 413000/176 Mobil: +40 743632298

Fax +40 268 410525

E-mail [email protected]; [email protected]

Naționalitate Romană

Data nașterii 6.08.1984

Experiență profesională

Perioada 30.10.2009 - prezent

Poziția ocupată Doctorandă în Inginerie Electrică

Domeniu de activitate Activități de cercetare asupra stocării energiei eoliene utilizând energia hidroelectrică, Coordonator Științific prof. dr. ing. Corneliu MARINESCU.

Angajator Universitatea TRANSILVANIA din Brasov, Facultatea de Inginerie Electrică și Știința Calculatoarelor

Perioada 07.2008-09.2008

Poziția ocupată Inginer vânzări

Activități principale Elaborarea și documentarea asupra ofertelor tehnice corespunzătoare cu cerințele clienților firmei

Angajator S.C. ICCO ELECTRIC S. R. L

Educație

Perioada 01.09.2008 – prezent

Doctorand cu frecvență în cadrul Universității TRANSILVANIA din Brașov, Domeniul Inginerie Electrică

Numele instituției Universitatea TRANSILVANIA din Brașov, B-dul Eroilor, No. 29, 500036, Brasov, Romania

Perioada 2003 – 2008

Calificarea/Diploma obținută Inginer diplomat, Diplomă de absolvire a secției de Electrotehnică Generală

Numele instituției Universitatea TRANSILVANIA din Brașov, Facultatea de Inginerie Electrică și Știința Calculatoarelor


Calificarea/Diploma obținută Certificat de absolvire a modulului pedagogic

Numele instituției Universitatea TRANSILVANIA din Brasov / Departamentul pentru pregătirea personalului didactic


Calificarea/Diploma obținută Diplomă de absolvire a Secției de Canto Clasic

Numele instituției Școala de Artă TIBERIU BREDICIEANU, Brasov

Perioada 1999-2003

Calificarea/Diploma obținută Diplomă de absolvire a liceului

Namele instituției

Colegiul Național DIMITRIE CANTEMIR, Onești, România

Aptitudini personale și competențe

Limba maternă Română

Limbi străine cunoscute Engleză, Franceză

Aptitudini și competențe sociale Persoană comunicativă, sociabilă, activă, perseverentă și deschisă noutăților, abilitate de muncă în echipă.

Aptitudini și competențe organizatorice Abilitate de rezolvare a problemelor, bună organizare pentru respectarea termenelor limită.

Aptitudini și competențe tehnice Inginerie electrică, Electronică de putere, Mașini electrice, Surse regenerabile de

Compentențe de utilizare a sistemului informatic

Programele Microsoft Office, DocLib, Matlab, PSIM, Plesc, dSPACE® control .

Permis conducere Categoria B, din octobrie 2003.

Anexă CV

Contracte cercetare:

Proiect Functie Dates

CNCSIS – PARTENERIATE no. 21-062/2007 „Structură energetic hibridă

Hidro-eoliană; modelare și tunning pe stația pilot – HIDROEOL”.

Membru

2007-2010

CNCSIS – PARTENERIATE nr. 22134/2008 „Proiectarea sistemelor

suport, implementarea și controlul sistemelor hibride – E-FARM”.

Membru

2008-2011

“Studii doctorale pentru dezvoltare durabilă” POSDRU/6/1.5/S/6 Membru 2008-2011

Cursuri specializate:

1. Power Electronics for Renewable Energy Systems (PERES) – in theory and practice, Aalborg University, Institute of

Energy Technology, Denmark, May.2010, Prof. Remus Teodorescu, Prof. Marco Liserre, Prof. Pedro Rodriguez.

2. Dispersed Generation of Electricity – Aalborg University, Institute of Energy Technology, Denmark, May 2010, Prof.

Birgitte Bak-Jensen, Prof. Florin Iov.

Membru în asociații profesionale: Membru IEEE Mobilități:

Instituția Perioada Tipul mobilității

Aalborg University, Danemarca

Institute of Energy Technology

01.03.2010 –

31.05.2010 Stagiu extern de cercetare

Universitatea Politehnica București Iunie, 2011 Stagiu intern de cercetare

Braşov, ing. Andreea FORCOȘ

12.09.2011

Curriculum vitae Europass

Personal information

First name(s) / Surname(s) Andreea FORCOȘ

Address(es) 607366, Oituz, Bacau, Romania (permanent address) Colina Universitatii Street, No. 16, 500068, Braşov, Romania (temporary address )

Telephone(s) +40 268 413000/176 Mobil: +40 743632298

Fax(es) +40 268 410525

E-mail [email protected]; [email protected]

Nationality Romanian

Date of birth 6.08.1984

Work experience

Dates 30.10.2009 - present

Occupation or position held PhD Student in ELECTRICAL ENGINEERING / ENGINEERING SCIENCES

Main activities and responsibilities Research on WIND ENERGY STORAGE SYSTEMS OPTIMIZATION USING HYDRO POWER, Supervisor: Prof. dr. eng. Corneliu MARINESCU.

Name and address of employer TRANSILVANIA University of Brasov, Faculty of Electrical Engineering and Computer Science

Type of business or sector Research and education

Dates 07.2008-09.2008

Occupation or position held Sales engineer

Main activities and responsibilities Technical offers corresponding with costumers requirements

Name and address of employer ICCO ELECTRIC, Spicului Street, No. 3, Brasov, Romania

Type of business or sector Electrical engineering

Education and training

Dates 01.09.2008 – present

Title of qualification awarded Ph.D. Student

Principal subjects/occupational skills covered

Research activity / Academic

Name and type of organisation TRANSILVANIA University of Brasov, B-dul Eroilor, No. 29, 500036, Brasov, Romania

Dates 2003 – 2008

Title of qualification awarded B.Sc. Degree, specialization General Electrotechnics Series G, No. 0010654


Electrical engineering, physics, mathematics Diploma project title: COMBINING WIND AND HYDRO ENERGY IN ROMANIAN SPECIFIC CONDITIONS, Supervisor: Prof. dr. eng. Corneliu MARINESCU

Name and type of organisation TRANSILVANIA University of Brasov, Faculty of Electrical Engineering and Computer Science

Dates 2004 – 2008

Title of qualification awarded Graduation certificate for training teachers, Series E, No. 0000684


Education psychology, Pedagogy, Teaching specialty: General Electrotehnics, Communication skills, Pedagogical counseling, Pedagogical practice.

Name and type of organisation TRANSILVANIA University of Brasov / Department for Teachers Training

Dates 2004 – 2007

Title of qualification awarded Art school graduation diploma


Classic canto, opera singing

Name and type of organisation TIBERIU BREDICIEANU Art School, Brasov, Romania

Dates 1999-2003

Title of qualification awarded High School Graduation Diploma


Physics, Mathematics, Intensive English

Name and type of organisation National College DIMITRIE CANTEMIR, Onesti, Romania

Personal skills and competences

Mother tongue(s) Romanian

Other language(s) English, French Social skills and competences Communicative, sociable, active, ability to work in team, perseverant, open to novelty.

Organisational skills and competences Solving problems ability, good activities planning for deadlines respect.

Technical skills and competences Electrical Engineering, Power Electronics and drives, Electrical Machines, Renewable Energy Sources, Energy Storage.

Computer skills and competences Microsoft Office programs, DocLib, Matlab, PSIM, Plesc, dSPACE® control and acquisition in real time.

Driving licence B category, since October, 2003.

CV Annex

Grants and research contracts: Program/Project Function Dates

CNCSIS – PARTENERIATE no. 21-062/2007 „Hydro-eolian hybrid

energetic structure; modeling and tuning on pilot station – HIDROEOL”.

Member

2007-2010

CNCSIS – PARTENERIATE nr. 22134/2008 „Support system design,

implementation and control of hybrid energy farms – E-FARM”.

Member

2008-2011

“Doctoral studies for durability development” POSDRU/6/1.5/S/6 Member 2008-2011

Specialized Courses:

1. Power Electronics for Renewable Energy Systems (PERES) – in theory and practice, Aalborg University, Institute

of Energy Technology, Denmark, May.2010, Prof. Remus Teodorescu, Prof. Marco Liserre, Prof. Pedro Rodriguez.

2. Dispersed Generation of Electricity – Aalborg University, Institute of Energy Technology, Denmark, May 2010, Prof.

Birgitte Bak-Jensen, Prof. Florin Iov.

Member of professional associations: IEEE Member

4

External research mobilities: Institution Dates Mobility type

Aalborg University of Denmark

Institute of Energy Technology

01.03.2010 –

31.05.2010 External research stage

Polytechnic University Bucharest June, 2011 Research stage

Braşov, eng. Andreea FORCOȘ 12.09.2011

Documents

Universitatea Transilvania din Brasov Optimizarea sistemelor de