CERCETĂRI PRIVIND INTEGRAREA SURSELOR EOLIENE ÎN … · proiect strategic care are ca obiectiv...

UNIVERSITATEA TEHNICĂ “GHEORGHE ASACHI” DIN IAŞI

Facultatea de Inginerie Electrică, Energetică şi Informatică Aplicată

CERCETĂRI PRIVIND INTEGRAREA SURSELOR EOLIENE ÎN SISTEMUL

ENERGETIC NAŢIONAL

- REZUMATUL TEZEI DE DOCTORAT -

Conducător de doctorat:

Prof. univ. dr. ing. Marcel Istrate

Doctorand:

Ing. Constantin Răzvan Beniugă

IAŞI - 2013

UNIVERSITATEA TEHNICĂ “GHEORGHE ASACHI” DIN IAŞI

R E C T O R A T U L

Către ______________________________________________________________

______________________________________________________________

Vă facem cunoscut că, în ziua de ___________________ la ora _______

în Sala Dragomir Hurmuzescu a Facultăţii de Inginerie Electrică, Energetică şi

Informatică Aplicată va avea loc susţinerea publică a tezei de doctorat intitulată:

“ CERCETĂRI PRIVIND INTEGRAREA SURSELOR EOLIENE ÎN SISTEMUL

ENERGETIC NAŢIONAL ”

elaborată de domnul ing. CONSTANTIN RĂZVAN BENIUGĂ în vederea conferirii

titlului ştiinţific de doctor.

Comisia de doctorat este alcătuită din:

1. Conf.univ.dr.ing. Cristian Zet preşedinte

Universitatea Tehnică “Gh. Asachi” din Iaşi

2. Prof.univ.dr.ing. Marcel Istrate conducător de doctorat


3. Prof.univ.dr.ing. Constantin Bulac membru

Universitatea Politehnica Bucureşti

4. Prof.univ.dr.ing. Călin Munteanu membru

Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca

5. Prof.univ.dr.ing. Maricel Adam membru


Vă trimitem rezumatul tezei de doctorat cu rugămintea de a ne comunica,

în scris, aprecierile dumneavoastră.

Cu această ocazie vă invităm să participaţi la susţinerea publică a tezei de

doctorat.

Teza de doctorat a fost realizată cu sprijinul financiar al proiectului “STUDII

DOCTORALE PENTRU PERFORMANŢE EUROPENE ÎN CERCETARE ŞI

INOVARE (CUANTUMDOC)” POSDRU/107/1.5/S/79407.

Proiectul “STUDII DOCTORALE PENTRU PERFORMANŢE EUROPENE ÎN CERCETARE ŞI INOVARE (CUANTUMDOC)” POSDRU/107/1.5/S/79407, este un proiect strategic care are ca obiectiv general „Aplicarea de strategii manageriale, de cercetare şi didactice destinate îmbunătăţirii formării iniţiale a viitorilor cercetători prin programul de studii universitare de doctorat, conform procesului de la Bologna, prin dezvoltarea unor competenţe specifice cercetării ştiinţifice, dar şi a unor competenţe generale: managementul cercetării, competenţe lingvistice şi de comunicare, abilităţi de documentare, redactare, publicare şi comunicare ştiinţifică, utilizarea mijloacelor moderne oferite de TIC, spiritul antreprenorial de transfer al rezultatelor cercetării. Dezvoltarea capitalului uman pentru cercetare şi inovare va contribui pe termen lung la formarea doctoranzilor la nivel european cu preocupări interdisciplinare. Sprijinul financiar oferit doctoranzilor va asigura participarea la programe doctorale în ţara şi la stagii de cercetare în centre de cercetare sau universităţi din UE. Misiunea proiectului este formarea unui tânăr cercetator adaptat economiei de piaţă şi noilor tehnologii, având cunoştinţe teoretice, practice, economice şi manageriale la nivel internaţional, ce va promova principiile dezvoltării durabile şi de protecţie a mediului înconjurător.”

Proiect finanţat în perioada 2010 - 2013

Finanţare proiect: 16.810.100,00 RON

Beneficiar: Universitatea Tehnică “Gheorghe Asachi” din Iaşi

Partener: Universitatea „Babeş Bolyai” din Cluj-Napoca

Director proiect: Prof. univ. dr. ing. Mihai BUDESCU

Responsabil proiect partener: Prof. univ. dr. ing. Alexandru OZUNU

Mulţumiri

În primul rând, doresc să mulţumesc conducătorului ştiinţific, Prof. Dr. Ing. Marcel Istrate pentru îndrumarea şi sprijinul acordat în vederea realizării acestei lucrări şi pe întreaga perioadă de desfăşurare a studiilor doctorale.

Doresc de asemenea să mulţumesc colegilor din departament şi grupului de organizare şi coordonare a proiectului de studii doctorale CUANTUMDOC ID 79407.

Mulţumesc pe această cale şi colegilor doctoranzi de la Institute of Power and Applied Electrical Engineering din cadrul Slovak University of Technology in Bratislava, profesorului îndrumător Dr. Ing. Anton Beláň şi directorului institutului Prof. Dr. Ing. František Janiček pentru sprijinul acordat pe perioada stagiului de cercetare efectuat.

Şi nu în ultimul rând, mulţumesc soţiei, copiilor şi părinţilor pentru că mi-au fost aproape şi m-au sprijinit în cei trei ani de doctorat.

CUPRINS

Listă figuri i

Listă tabele v

Listă abrevieri şi acronime vii

I. Motivaţie ix

II. Importanţa temei de cercetare x

III. Obiectivele tezei xi

IV. Planul tezei xii

1. Dezvoltarea energiilor regenerabile şi integrarea lor în reţea 1

1.1. Energia şi sustenabilitatea în condiţiile pieţei de energie 1

1.2. Promovarea surselor regenerabile de energie 4

1.2.1. Politici şi strategii de promovare a surselor eoliene de energie 4

1.2.2. Măsuri de susţinere financiară a investiţiilor în domeniu. Certificatele

verzi şi feed- in-tariff

5

1.3. Energia eoliană. Evoluţie în timp 8

1.4. Aspecte ale integrării surselor eoliene în sistemul electroenergetic 15

1.4.1. Alegerea punctului comun de conectare la reţea a generatoarelor

eoliene

15

1.4.2. Necesitatea dezvoltării reţelelor de transport 18

1.4.3. Necesitatea unor rezerve terţiare rapide 21

1.4.4. Aspecte economice şi de mediu 23

1.4.4.1 Efecte locale 23

1.4.4.2 Efecte globale 23

1.4.4.3 Aspecte privind conectarea la reţea 24

1.4.4.4 Aspecte comerciale ale producerii şi utilizării energiei eoliene 24

1.4.4.5 Aspecte de mediu şi interferenţa electromagnetică 25

1.5. Concluzii 27

2. Cerinţe de conectare la reţea a parcurilor eoliene 29

2.1. Cadru legislativ 29

2.2. Cerinţe pentru regim permanent de funcţionare 33

2.2.1. Domeniul de tensiune şi frecvenţă 33

2.2.2. Controlul puterii active 35

2.2.3. Controlul tensiunii şi compensarea puterii reactive 36

2.3. Capacitatea de trecere prin defect (Fault-Ride Through) 38

2.3.1. Definiţii 38

2.3.2. Analiză comparată a condiţiilor de trecere prin defect 38

2.4. Concluzii 49

3. Turbina eoliană echipată cu generator cu inducţie cu dublă alimentare 51

3.1. Modelarea generatoarelor eoliene 51

3.1.1. Limbaje şi aplicaţii software utilizate 54

3.1.2. Utilizarea mediului de lucru MATLAB/Simulink 55

3.2. Modelarea turbinei eoliene echipată cu generator cu inducţie cu dublă

alimentare în regim normal de funcţionare 57

3.2.1. Generatorul electric 62

3.2.2. Sistemul de transmisie 68

3.2.3. Convertorul de putere şi frecvenţă 70

3.2.3.1. Convertorul de pe partea rotorului RSC 71

3.2.3.2. Convertorul de pe partea reţelei GSC 72

3.2.4. Modelul aerodinamic şi controlul aerodinamic al puterii 74

3.2.4.1. Modelul aerodinamic 74

3.2.4.2. Controlul aerodinamic a puterii 76

3.2.5. Modelul vitezei vântului 78

3.3. Regimuri de funcţionare a turbinei cu generator cu inducţie cu dublă alimentare 81

3.3.1. Funcţionarea în punctul de putere maximă 83

3.3.2. Funcţionarea la putere nominală 84

3.3.3. Funcţionarea la putere variabilă corelată cu cererea 84

3.4. Generatorul cu inducţie cu dublă alimentare în regim de defect 85

3.4.1. Comportamentul sistemului în regim de defect 85

3.4.2. Echipamente de protecţie şi control. Metode de trecere prin defect 85

3.4.2.1. Circuitul de protecţie pasiv amplasat pe rotor 86

3.4.2.2. Circuitul de protecţie activ amplasat pe rotor 86

3.4.2.3. Circuitul DC-chopper 88

3.4.2.4. Circuitul de protecţie amplasat pe stator 88

3.5. Concluzii 89

4. Analiză de regim tranzitoriu. Rezultate 91

4.1. Descrierea modelului de reţea utilizat 91

4.2. Analiza influenţei tipului defectului şi a locului de producere în reţea asupra

comportamentului centralei eoliene 96

4.2.1. Scurtcircuit la distanţa de 20 km în reţeaua de medie tensiune de 20 kV 96



4.2.4. Concluzii 111

4.3. Optimizarea trecerii prin defect a centralelor electrice eoliene 112

4.3.1. Descrierea modelului echipamentului de protecţie crowbar implementat 112

4.3.2. Comportamentul centralei eoliene la scurtcircuit trifazat cu punere la

pământ în reţeaua de medie tensiune de 20 kV

113

4.3.2.1. Scurtcircuit produs într-o reţea cu lungimea totală a liniilor de

30 km la distanţa de 5 km de PCC a centralei eoliene de 9 MW

114


30 km, la distanţa de 10 km de PCC a centralei eoliene de 9 MW

117



118



119



120



120



121



121



122



123



124



125



125



126



126


30 km, la distanţa de 5 km de PCC a centralei eoliene de 4,5 MW

126



127



128

4.3.3. Concluzii 130

5. Concluzii 131

5.1. Concluzii generale 131

5.2. Contribuţii personale 134

5.3. Lucrări publicate 135

Bibliografie 139

1

Listă abrevieri şi acronime

AEEG Autoritatea de Reglementare pentru Electricitate şi Gaze (Italia)

ANRE Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei

CEE Centrală electrică eoliană

CENELEC Comitetul European pentru Standardizări în Electrotehnică

CNTEE Compania Naţională de Transport a Energiei Electrice

DFIG Generator cu Inducţie cu dublă alimentare

ENTSO Asociaţia Europeană a Operatorilor Sistemelor de Transport a Energiei

Electrice

EWEA Asociaţia Europeană a Energiei Eoliene

FACTS Sistem flexibil în reţelele de transport la tensiune alternativă

FRT Capacitatea de trecere prin defect

GSC Convertorul de pe partea reţelei

GTO Tiristor cu blocare pe poartă

GWEC Consiliul Mondial al Energiei Eoliene

IEC Comisia Internaţională pentru Standarde în Electrotehnică

IGBT Tiristor bipolar cu poartă izolată

IGCT Tiristor comutat cu poartă integrată

JT Joasă tensiune

LVRT Capacitatea de trecere prin tensiune scăzută

MPPT Regim de funcţionare în punctul de putere maximă

MT Medie tensiune

OD Operator Sistem de Transport

PCC Punctul comun de conectare la reţea a turbinelor eoliene

PR Regim de funcţionare la putere variabilă corelată cu cererea

PWM Modulator de puls electric

RD Reţea de Distribuţie a Energiei Electrice

RET/RT Reţea Electrică de Transport a Energiei Electrice

RgIP Plan regional de investiţii

RPO Regim de funcţionare la putere nominală

RSC Convertorul de pe partea rotorului (generatorului)

SEN Sistemul Energetic Naţional

SRE Surse Regenerabile de Energie

STATCOM Compensator static sincron

SVC Compensator static controlat cu tiristoare

THDU Factorul de distorsiune armonică

TSO Operatorul Sistemului de Transport

TYNDP Plan pe zece ani de dezvoltare a reţelei de energie electrică

UCTE Asociaţia Operatorilor Sistemelor de Transport din Europa

VSC Convertor de tensiune

2

Noţiuni introductive

Teza de doctorat cu titlul Cercetări privind integrarea surselor eoliene în sistemul

energetic naţional realizează o analiză a cerinţelor tehnice impuse prin normative centralelor

eoliene, punându-se accentul pe regimul tranzitoriu şi anume pe condiţia de “trecere prin defect”

a centralelor eoliene. Cercetarea se concentrează pe modelul de turbină eoliană echipat cu

generator cu inducţie cu dublă alimentare, analizându-se echipamentele de protecţie ce pot fi

utilizate, îmbunătăţind astfel capacitatea turbinelor eoliene de a trece cu brio peste diferite

anomalii sau perturbaţii din reţeaua la care sunt conectate. S-a demonstrat utilitatea

echipamentului de protecţie implementat , cercetarea fiind focalizată pe optimizarea acestuia prin

alegerea corectă a rezistenţei sale.

Sursele regenerabile de energie sunt, în acest moment, deosebit de apreciate iar eficacitatea

lor a fost recunoscută pe plan mondial. Pentru promovarea surselor regenerabile de energie multe

state au dezvoltat şi implementat politici şi strategii care facilitează accesul acestor surse în

sistemul electroenergetic şi susţin investiţiile în acest domeniu.

Energiile regenerabile constituie o alternativă la energia din combustibili fosili din mai

multe motive: sunt inepuizabile, au un efect minim asupra mediului înconjurător, nu emit gaze

de seră şi nu produc deşeuri, permit o producţie descentralizată de energie adoptată nevoilor şi

resurselor locale, oferă o independenţă energetică importantă.

Energia eoliană are o serie de beneficii fapt ce o detaşează de celelalte surse de energii

regenerabile. În primul rând, sursa primară de energie, vântul, este disponibil din abundență la

nivel global atât pe uscat cât și pe apă. În al doilea rând, costurile investițiilor pentru energie

eoliană sunt scăzute în comparaţie cu producerea energiei cu ajutorul panourilor fotovoltaice.

Mai mult, calitatea turbinelor eoliene raportată la mediu este ridicată. Vântul generează

suficientă energie într-o perioadă de şase luni cât să compenseze toată energia consumată pentru

extragerea materialelor, construcţia turbinei, instalare, operare, demolare şi reciclare, fiind

proiectată sa funcţioneze 20 de ani.

În acest moment, centralele eoliene au un rol important în structura sistemelor

electroenergetice din toată lumea, dar mai ales din Europa. Pentru integrarea în sistemul

energetic naţional, multe ţări au modificat şi adaptat normativele tehnice de integrare în reţea

pentru noile surse eoliene. În fiecare ţară au fost stabilite condiţii obligatorii pentru centralele

electrice eoliene integrate în sistemul electroenergetic în funcţie de specificul reţelelor, de nivelul

de tensiune la care se face racordarea şi mulţi alţi factori.

Calitatea energiei electrice furnizată utilizatorilor este influenţată de amplasarea centralei

eoliene. Cu cât centrala electrică eoliană (CEE) este amplasată mai aproape de consumatori,

3

calitatea energiei furnizată creşte. Datorită faptului că cei mai mulţi consumatori sunt situaţi în

zonele urbane, iar proiectele din domeniul eolian sunt dezvoltate în zonele cu cel mai bun

potenţial de vânt, distanţa dintre utilizatori şi amplasarea turbinelor eoliene afectează calitatea

energiei electrice.

Potrivit documentelor elaborate de Uniunea Europeană (UE), integrarea surselor

regenerabile de energie în piaţa de electricitate este în continuă creştere şi se aşteaptă ca în anul

2020 să devină o sursă importantă de electricitate. Se preconizează că până în anul 2050 sursele

regenerabile de energie vor acoperi o mare parte din consumul de energie electrică, fapt ce ar

conduce la reducerea emisiilor de CO2 din arderea combustibililor fosili şi la reducerea

dependenţei Uniunii Europene de importul de combustibili fosili.

Expansiunea continuă şi competiţia într-o piaţă liberalizată, precum şi necesitatea

menţinerii unei stabilităţi a sistemului electroenergetic au condus la o eficienţă crescută,

standardele impuse forţându-i pe cei ce se ocupă de proiectare cât şi pe operatorii de reţea să

introducă echipamente de electronică de putere şi sisteme sofisticate de control automat.

Sistemele sunt adesea atât de neliniare încât singurul mod de abordare este prin simulare.

Pentru a îndeplini condiţiile impuse generatoarelor eoliene prin normativele de reţea, a

devenit vitală utilizarea aplicaţiilor software pentru modelarea şi simularea unor echipamente şi

situaţii. Software-urile specializate utilizate permit modelarea oricărui tip de generator eolian şi

simularea comportamentului într-o reţea electrică integrată fără a fi nevoie de expunerea fizică a

modelului. Aceasta reduce timpul şi costurile de dezvoltare şi implementare.

Pentru a face faţă fenomenului de “trecere prin defect” impus prin normative este necesară

utilizarea unor echipamente de control şi protecţie a generatorului turbinei.

Principalele obiective specifice urmărite în Teza de doctorat intitulată Cercetări privind

integrarea surselor eoliene în sistemul energetic naţional sunt următoarele:

- analiza condiţiilor de conectare la reţea a centralelor electrice eoliene şi analiza comparată

a condiţiilor de trecere prin defect în principalele ţări europene.

- identificarea echipamentelor ce permit respectarea condiţiei de trecere prin defect a

centralelor electrice eoliene echipate cu generatoare cu inducţie cu dublă alimentare.

- implementarea modelului echipamentului de protecţie ales în modelul generatorului cu

inducţie cu dublă alimentare cu ajutorul programului Matlab/ Simulink.

- analiza comportamentului centralelor eoliene echipate cu acest tip de generatoare cu şi

fără echipament de protecţie.

- optimizarea echipamentului de protecţie prin determinarea rezistenţei sale optime.

Teza de doctorat cu titlul Cercetări privind integrarea surselor eoliene în sistemul

energetic naţional este structurată pe 5 capitole şi bibliografie, importanţa temei de cercetare

precum şi motivaţia fiind prezentate premergător acestora.

4

În capitolul 1, intitulat Dezvoltarea energiilor regenerabile şi integrarea lor în reţea, se

prezintă stadiul actual privind evoluţia energiei regenerabile în ansamblu şi a energiei eoliene în

special, politicile şi strategiile de promovare a acestora pe plan mondial precum şi aspecte ale

integrării acestora în sistemele energetice.

Capitolul 2, intitulat Cerinţe de conectare la reţea a centralelor eoliene, oferă o

perspectivă de ansamblu a cerinţelor tehnice întâlnite în majoritatea normativelor în ceea ce

privește racordarea la reţea a centralelor electrice eoliene. Acestea includ condiţia de trecere prin

defect, domeniul de tensiune și frecvența de operare, controlul tensiunii şi compensarea puterii

reactive, precum şi reglementarea puterii active funcţie de frecvenţă. Se prezintă de asemenea o

analiză comparativă a condiţiilor de trecere prin defect a centralelor electrice eoliene în

principalele ţări europene, cum ar fi Germania, Danemarca, Irlanda, Spania, Marea Britanie şi

România.

Capitolul 3, intitulat Turbina eoliană echipată cu generator cu inducţie cu dublă

alimentare, prezintă modelarea turbinei eoliene echipate cu generator cu inducţie cu dublă

alimentare prin modelarea fiecărui subansamblu, regimurile de funcţionare a acesteia precum şi

comportamentul acestui tip de generator în regim de defect. De asemenea sunt prezentate o serie

de echipamente de protecţie şi control a generatorului ce ajută la trecerea prin defect a turbinelor

eoliene.

În capitolul 4, intitulat Analiză de regim tranzitoriu. Rezultate, se prezintă o analiză a

comportamentului la trecerea prin defect a centralei eoliene modelate cu şi fără echipament de

protecţie implementat, precum şi optimizarea trecerii prin defect a centralelor eoliene prin

determinarea valorii optime a rezistenţei echipamentului de protecţie. Acest lucru se face pentru

centrale eoliene de diferite puteri, de la 4,5 MW până la 27 MW, conectate la o reţea radială cu

lungimea totală a liniilor de la 20 până la 40 km.

Concluziile generale ale acestui studiu, contribuţiile personale ale autorului precum şi

lucrările publicate în cadrul acestor trei ani de cercetări doctorale sunt exprimate în capitolul 5,

intitulat sugestiv Concluzii.

5

1. Dezvoltarea energiilor regenerabile şi integrarea lor în reţea

În ultimul deceniu s-a manifestat o creştere spectaculară a interesului societăţii privind

energiile regenerabile. Modificările climatice, devenite perceptibile pentru omul de rând, au

condus la adoptarea unor măsuri privind reducerea consumului de energie din surse

convenţionale.

Într-o manieră sintetică, energia regenerabilă poate fi definită ca energia care se reînnoieşte

sau regenerează cu o constantă de timp mai mare decât cea necesară consumului energiei. În

acest context, petrolul şi ceilalţi combustibili fosili nu sunt surse de energie regenerabilă întrucât

viteza lor de regenerare este mult mai mică decât viteza cu care este consumată energia produsă.

Energiile regenerabile, cum ar fi biomasa, energia geotermală, eoliană, solară fotovoltaică,

a mareelor și energia valurilor utilizează sursele naturale de energie (biomasă, energia termică a

pământului, vânt, soare, apa curgătoare) pentru producerea de energie electrică.

Investiţiile în domeniul producţiei energiei sunt realizate de către companiile de producţie,

în timp ce problema planificării sistemului de transport şi funcţionarea fiabilă a acestuia revine în

sarcina operatorilor sistemului de transport (TSO). Pentru a satisface cerinţele de piaţă, aceşti

operatori se asigură de faptul că sistemul are o capacitate suficientă pentru a conecta toate noile

unităţi de producţie şi pentru tranzacţionarea pe piaţă.

Politica guvernamentală este formulată în scopul creării unor condiții de concurență

echitabile pentru energiile regenerabile prin urmărirea costului ridicat și controlabilitatea scăzută

a acestor tehnologii. Având în vedere că avantajele energiilor regenerabile sunt în mare parte

efecte externe de care beneficiază societatea, mai degrabă decât dezvoltatorul proiectului (de

exemplu, dependența mai redusă de carburant și emisii), schemele de sprijin guvernamentale pot

fi utilizate în scopul de a returna aceste valori adăugate la investitor. Astfel de scheme îngustează

decalajul dintre investiții și costurile de operare ale SRE și veniturile din vânzările de energie pe

piețele de energie.

La nivel naţional şi internaţional există o serie de acte normative care reglementează

sectorul energiilor regenerabile.

Pentru integrarea energiei regenerabile în sistemul energetic, s-au stabilit unele metode de

sprijin a investitorilor. O astfel de metodă este tariful fix la integrare (feed-in tariff), ce

presupune un venit garantat, pe termen lung, pentru energia electrică produsă din surse

regenerabile, oferind, pe termen lung, un mediu stabil, o garanţie a veniturilor pentru

6

producătorul de energie durabilă și, astfel, un adăpost pentru riscurile pieței. Un alt mod de a

sprijini SRE este de a subvenționa diferența dintre costul de producţie și prețul energiei electrice

primite sau de a oferi reduceri fiscale pentru investiții. O a treia opțiune este internalizarea

beneficiilor energiei regenerabile, prin emiterea de certificate verzi, în combinație cu plafoane de

emisie. Un certificat verde este emis pentru o cantitate produsă din surse regenerabile de 1 MWh

şi constituie un document electronic.

În România, piaţa de certificate verzi a devenit funcţională din anul 2005. Potrivit

raportului ANRE/2005 privind funcţionarea pieţei de certificate verzi, promovarea producţiei de

energie electrică din surse regenerabile combină emiterea de certificate verzi cu sistemul cotelor

obligatorii. Acest sistem de cote obligatorii este definit ca „achiziţia de către furnizori a unor

cote obligatorii de energie electrică produsă din aceste surse în vederea vânzării către

consumatorii deserviţi”.

Potrivit Asociaţiei Europene pentru energie eoliană, România s-a aflat pe locul 7 în rândul

ţărilor europene în ceea ce priveşte centralele eoliene noi instalate în anul 2011, cu o capacitate

totală instalată de 982 MW, iar în 2012 pe locul 5 cu o capacitate instalată de 1905 MW.

Energia eoliană are o serie de beneficii fapt ce o detaşează de celelalte surse de energii

regenerabile. În primul rând, sursa primară de energie, vântul, este disponibilă din abundență la

nivel global atât pe uscat cât și pe apă. În al doilea rând, costurile investițiilor pentru energie

eoliană sunt scăzute în comparaţie cu producerea energiei cu ajutorul panourilor fotovoltaice.

Mai mult, calitatea turbinelor eoliene raportată la mediu este ridicată. Vântul generează

suficientă energie într-o perioadă de şase luni cât să compenseze toată energia consumată pentru

extragerea materialelor, construcţia turbinei, instalare, operare, demolare şi reciclare, fiind

proiectată sa funcţioneze 20 de ani. Deşi turbinele eoliene au un efect vizual negativ asupra

peisajului, impactul acestora asupra naturii şi animalelor sălbatice este nesemnificativ.

În acest moment, centralele eoliene au un rol important în structura sistemelor

electroenergetice din toată lumea, dar mai ales din Europa. Pentru integrarea în sistemul

energetic naţional, multe ţări au modificat şi adaptat normativele tehnice de integrare în reţea

pentru noile surse eoliene. În fiecare ţară au fost stabilite condiţii obligatorii pentru centralele

electrice eoliene integrate în sistemul electroenergetic în funcţie de specificul reţelelor, de nivelul

de tensiune la care se face racordarea şi mulţi alţi factori.

Pentru funcţionarea sigură şi fiabilă a sistemului energetic, operatorii reţelei de transport

trebuie să dimensioneze şi să creeze rezerve de putere care să poată substitui orice dezechilibru

în alimentarea cu energie electrică. Calitatea energiei electrice furnizată în reţeaua de alimentare

este influenţată de amplasarea centralei electrice eoliene şi de alegerea punctului comun de

conectare la reţea. Cu cât centrala eoliană este situată mai aproape de consumatori cu atât creşte

calitatea energiei electrice furnizată în reţea.

7

2. Cerinţe de conectare la reţea a centralelor electrice eoliene

Având în vedere dezvoltarea fără precedent a energiei eoliene, în ultimii ani, principala

preocupare a devenit găsirea de soluții pentru integrarea în rețea a centralelor electrice eoliene,

cum ar fi evitarea aparițiilor perturbaţiilor în sistemele energetice existente. Acest capitol se

concentrează pe evidențierea cerințelor importante de conectare la rețea pentru centralele eoliene,

în contextul dezvoltării durabile, în scopul de a asigura cea mai bună integrare privind

compatibilitatea și stabilitatea sistemului energetic.

Pe plan mondial conectarea surselor regenerabile la sistemele electroenergetice este

standardizată, utilizându-se IEEE 1547 şi IEEE P 1547.1 ÷ 1547.4, care au denumirea de

„Standard for interconnecting Distributed resources with electric power systems” [1] şi cuprind:

ghid pentru proiectarea, funcţionarea şi conectarea la sistem a surselor regenerabile de energie;

proceduri pentru testarea compatibilităţii echipamentelor utilizate în cadrul noilor sisteme de

generare; ghid pentru monitorizarea şi controlul fluxului de informaţii între sistemul de

distribuţie şi transport şi sursele regenerabile.

În Europa, normativul de referinţă pentru integrarea centralelor electrice eoliene este

standardul EN 50160 elaborat de către CENELEC (European Committee for Electrotechnical

Standardization) şi care face precizări asupra parametrilor tensiunii aferenţi energiei electrice în

reţelele publice de distribuţie [2].

În România, compania Transelectrica este cea care permite accesul la reţeaua de transport a

oricărui solicitant care îndeplineşte cerinţele Legii cu respectarea normelor şi performanţelor

prevăzute în reglementările tehnice în vigoare (Codul tehnic al RET şi norme tehnice/

reglementări conexe; condiţiile licenţei de transport, etc).

Unele din cele mai importante cerinţe pentru centralele electrice eoliene la funcţionarea în

regim permanent sunt domeniul de tensiune şi frecvenţa sistemului.

Tensiunea de alimentare a sistemului este influențată de schimbările de sarcină și apariția

defectelor. Domeniul de tensiune este diferit pentru diferite ţări [3] şi puternic influenţat de

condiţiile specifice locale. Frecvenţa reţelei electrice însă, variază de la ţară la ţară sau de la

continent la continent. Toate echipamentele din sistemul electric sunt concepute să funcționeze la

frecvențe specifice, 50 Hz (în Europa) sau 60 Hz (în America).

Cea mai importantă cerinţă pentru centralele electrice eoliene la funcţionarea în regim de

defect este capacitatea de a face acestuia. Trecerea prin defect (FRT – Fault Ride Through) sau

trecerea prin tensiune scăzută (LVRT – Low Voltage Ride Through) este capacitatea

8

generatoarelor eoliene de a funcţiona pe perioada producerii unui defect şi după trecerea acestuia

fără ca acestea să fie deconectate de la reţea. Această condiţie impusă generatoarelor eoliene prin

normative are rolul de a evita pierderile de energie generată pe perioada defectelor de scurtcircuit

sau alte tipuri de defecte în rețea și ajută la stabilizarea sistemului [4].

Stabilitatea sistemului energetic este în principal asociată cu defecte în reţea, cum ar fi

deconectarea unor linii, oprirea accidentală a unei centrale electrice sau scurtcircuit. Aceste

defecte perturbă echilibrul de putere activă și reactivă schimbând circulaţia de puteri. Căderi

mari de tensiune pot apărea brusc și se pot propaga pe arii foarte largi, afectând un număr mare

de generatoare eoliene. Dezechilibrul și redistribuţia puterii active și reactive în rețea pot

determina variaţia tensiunii dincolo de limita de stabilitate. Astfel, o cădere mică de tensiune

(brown-out) poate fi urmată de pierdere completă de putere (black-out) [5,6,7].

Acest capitol oferă o perspectivă de ansamblu a cerinţelor tehnice întâlnite în majoritatea

normativelor de rețea în ceea ce privește racordarea la reţea a centralelor electrice eoliene.

Acestea includ condiţia de trecere prin defect, domeniul de tensiune și frecvența de operare,

controlul tensiunii şi compensarea puterii reactive, precum şi reglementarea puterii active funcţie

de frecvenţă. Mai mult decât atât, s-a făcut o analiză a diferitelor normative de rețea emise de

către organizațiile însărcinate cu reglementarea sectorului energetic în anumite țări, cum ar fi

Germania, Danemarca, Irlanda, Spania, Marea Britanie şi în final România.

Normativele depind de specificul fiecărui sistem energetic și de protecțiile sale și diferă în

mod semnificativ unele de altele, aşa cum se poate vedea din tabelul 2.4.

Tabelul 2.4 Condiţii de trecere prin defect

Capacitatea de trecere prin defect Ţara

Nivelul de

tensiune Durata defectului

[ms]

Nivelul căderii

de tensiune

[% Ur]

Timp de

recuperare

[s]

Obligativitatea

injectării de

putere reactivă

Danemarca RD/RT 100 15 1 Nu

Irlanda RD/RT 625 15 3 Nu

Germania RT 150 0 1,5 Până la 100 %

Marea Britanie RT 140 15 0,5 Nu

Spania RT 500 20 1 Până la 100 %

Italia > 35 kV 500 20 0,3 Nu

USA RT 625 15 2,3 Nu

România RT 625 15 3 Până la 100 %

Legendă: RD – reţea de distribuţie; RT – reţea de transport

Se poate observa că normativul danez are cerinţe specifice diferite pentru trecerea prin

defect pentru rețeaua de distribuție şi pentru reţeaua de transport, în timp ce normativul german

și cel românesc fac referire doar asupra reţelei de transport.

9

Cel mai exigent normativ în ceea ce priveşte durata de trecere prin defect este cel din

România alături de Irlanda şi SUA cu 625 ms, Italia şi Spania au o durată a defectului de 500 ms,

Germania are o durată stipulată de 150 ms, Marea Britanie doar 140 ms, în timp ce Danemarca

are cea mai mica durată de defect de numai 100 ms timp în care centrala electrică eoliană trebuie

să rămână conectată la reţea. În ceea ce privește căderea de tensiune în punctul comun de

conectare, acesta variază între 20% din tensiunea nominală în Spania şi Italia, la cădere totală de

tensiune în Germania. În România este de 15% din tensiunea nominală. De asemenea, în

Germania, Spania și România este necesară injectarea de putere reactivă de până la 100%, în

timp ce în Danemarca, Marea Britanie, Irlanda, Italia şi SUA nu este obligatorie.

Prin urmare, un drum de urmat în cercetările ulterioare poate fi studiul comportamentului

centralelor electrice eoliene în situatii extreme, cum ar fi căderi de tensiune și scurtcircuite în

reţea. Având în vedere că producerea și testarea de modele fizice este complicată şi costisitoare,

cea mai bună soluție pentru elaborarea normativelor și pentru proiectarea turbinelor eoliene este

dezvoltarea de modele virtuale [8].

10

3. Turbina eoliană echipată cu generator cu inducţie cu dublă

alimentare

Pentru a îndeplini condiţiile impuse generatoarelor eoliene prin normativele de reţea, a

devenit vitală utilizarea aplicaţiilor software pentru modelarea şi simularea unor echipamente şi

situaţii. Software-urile specializate utilizate permit modelarea oricărui tip de generator eolian şi

simularea comportamentului într-o reţea electrică integrată fără a fi nevoie de expunerea fizică a

modelului. Aceasta reduce timpul şi costurile de dezvoltare şi implementare.

Mediul de lucru Simulink permite analiza diferitor regimuri de funcţionare a sistemelor

dinamice, biblioteca SimPowerSystems conţinând deja modele testate şi validate ale

echipamentelor standard ca: transformatoare, linii, maşini electrice şi convertoare statice.

Modelarea întregului sistem de turbină eoliană echipată cu generator cu inducţie cu dublă

alimentare presupune modelarea individuală a componentelor acestuia: generatorul, sistemul de

transmisie, rotorul turbinei, convertorul de putere şi frecvenţă, sistemul de control automat şi în

plus viteza vântului şi reţeaua electrică [9].

Fig. 3.5. Controlul turbinei eoliene cu generator de tip DFIG

Modelul aerodinamic prezentat în lucrare demonstrează faptul că eficienţa turbinei este

puternic influenţată de variaţia unghiului de înclinaţie a palelor. Variaţii mici a unghiului de

înclinaţie a palelor produc efecte majore asupra puterii turbinei.

11

Configurația tipică a unui generator cu inducție cu dublă alimentare este prezentată în

figura 3.4. Statorul este conectat direct la rețea, ceea ce se traduce prin faptul că acesta lucrează

sincron cu frecvenţa reţelei, iar rotorul este conectat la reţea prin intermediul unui convertor de

putere „back-to-back”, curentul prin rotor fiind reglat prin variaţia cuplului electromagnetic şi

excitaţia maşinii.

Fig. 3.4. Turbina eoliană echipată cu generator de tip DFIG

Convertorul de putere joacă un rol important, reglajul său influenţând comportamentul

generatorului atât în regim normal de funcţionare cât şi în regim de defect. El este alcătuit din

convertorul de pe partea generatorului RSC, ce asigură reglajul de putere activă [10] şi reactivă

şi convertorul de pe partea reţelei GSC, ce menţine constantă tensiunea pe puntea de curent

continuu şi reglează fluxul de putere reactivă cu reţeaua.

Pe durata unui scurtcircuit în reţeaua de alimentare, turbinele eoliene prevăzute cu

generator de tip DFIG trebuie să facă faţă unei mari provocări impuse de codurile stricte de reţea,

şi anume fenomenului de trecere prin defect, aşa numit-ul Fault Ride Through (FRT) iar acest

lucru implică măsuri specifice de control şi protecţie, cum ar fi: circuit de protecţie pasiv

amplasat pe rotor, circuit de protecţie activ amplasat pe rotor, circuit dc-chopper sau circuit de

protecţie amplasat pe stator.

Circuitul de protecţie pasiv amplasat pe rotor

Circuitul de protecţie pasiv se realizează cu tiristoare ce permit închiderea circuitului dar

împiedică deschiderea lui până în momentul în care curenţii rotorici trec prin zero. La frecvenţe

mici, această etapă poate dura până la sute de milisecunde [11]. Schema de principiu a circuitului

este redată în figura 3.26.

12

Fig. 3.26. Circuitul de protecţie pasiv amplasat pe rotorul generatorului

3.4.2.2. Circuitul de protecţie activ amplasat pe rotor

Circuitul de protecţie de tip activ se realizează cu tranzistoare bipolare cu poartă izolată

IGBT, ce permit deschiderea circuitului în comutaţie forţată. Circuitul de protecţie activ poate

include un condensator şi în acest caz se comportă ca un chopper de curent continuu [12].

Pe durata activării circuitului de protecţie al rotorului, înfăşurările rotorului generatorului

sunt scurtcircuitate prin intermediul sistemului de protecţie şi astfel curenţii rotorici sunt limitaţi

în funcţie de dimensiunea rezistenţei circuitului de protecţie.

Circuitul de protecţie la nivelul rotorului poate fi activat în timpul defectelor din reţea,

atunci când convertorul RSC nu poate recâştiga controlul sistemului sau când chopper-ul de

curent continuu nu poate limita tensiunea pe puntea de curent continuu la valori sigure.

Fig. 3.27. Circuitul de protecţie activ amplasat pe rotorul generatorului

În general, rezistenţa circuitului de protecţie este între 1 – 10 ori rezistenţa rotorică [13],

depinzând foarte mult de parametrii generatorului. O valoare mare a rezistenţei sale este propice

unei scăderi rapide a curentului rotoric de defect, însă o valoare prea mare poate duce la apariţia

supratensiunii pe convertor.

Circuitul de protecţie va fi declanşat fie la apariţia supratensiunii pe legătura de curent

continuu, fie la apariţia unui supracurent prin convertorul RSC. Protecţia la supratensiune a

legăturii de curent continuu este proiectată să acţioneze când tensiunea prin ea Vdc depăşeşte cu

un anumit procent valoarea nominală. Protecţia la supracurent a convertorului RSC însă, trebuie

să ţină seama că tranzistorul bipolar cu poartă izolată IGBT poate suporta un curent de 2 ori mai

mare decât curentul nominal în interval de 1 milisecundă.

13

3.4.2.3. Circuitul DC-chopper

Odată ce convertorul RSC este dezactivat datorită supracurenţilor rotorici, acesta se va

comporta ca o punte de diode iar tensiunea pe puntea de curent continuu va creşte foarte repede,

ceea ce poate conduce la deteriorarea convertorului. Întrucât convertorul GSC nu poate evacua

suficient de repede surplusul de energie din condensator, astfel încât pentru evacuarea

surplusului de energie şi pentru limitarea tensiunii pe puntea de curent continuu se utilizează un

chopper de curent continuu. Controlul chopper-ului este realizat folosind un controler simplu de

histerezis având limita tensiunii în intervalul 1,1 – 1,2 pu.

Fig. 3.28. Circuitul DC-chopper

3.4.2.4. Circuitul de protecţie amplasat pe stator

Circuitul de protecţie de pe partea statorului este compus din diode bidirecţionale (triace) şi

rezistenţe de amortizare înseriate cu statorul. Această combinaţie de componente electrice

conduce la creşterea rezistenţei statorului pe durata defectului şi asigură amortizarea pasivă a

fluxului statoric şi un răspuns tranzitoriu mult mai bun pe durata defectului.

Fig. 3.29. Circuitul de protecţie amplasat pe stator

Topologia circuitului de protecţie la nivelul statorului prezintă marele avantaj dat de

operabilitatea continuă a convertorului RSC. Datorită acestei proprietăţi, circuitul de protecţie

amplasat pe stator poate susţine amortizarea fluxului statoric furnizând în acelaşi timp curent

reactiv reţelei. Dezavantajul circuitului de protecţie la nivelul statorului îl constituie pierderile

prin conducţie ale diodelor bidirecţionale în timpul funcţionării în regim normal.

O metodă simplă pentru controlul circuitului de protecţie la nivelul statorului este activarea

acestui circuit atunci când este detectată o cădere de tensiune, menţinerea acestuia activ pe durata

defectului şi încă o perioadă scurtă după restabilirea tensiunii, în vederea atenuării celui de-al

doilea salt în fluxul statoric.

14

4. Analiză de regim tranzitoriu. Rezultate

4.1. Descrierea modelului de reţea utilizat

În scopul studierii comportamentului unei centrale eoliene la perturbațiile apărute în

rețeaua la care aceasta este conectată s-au realizat o serie de simulări folosind platforma de lucru

Simulink a programului Matlab.

Pentru aceasta s-au simulat defecte în rețeaua de medie tensiune de 20 kV la diferite

distanțe, urmărindu-se parametrii rețelei, variația vitezei vântului și o serie de parametri ai

centralei eoliene ca: puterea activă debitată, puterea reactivă, tensiunea Vdc de pe puntea de

curent continuu, viteza rotorică, cuplul mecanic şi cuplul electromagnetic, unghiul de reglaj al

palelor turbinei, componentele d-q ale tensiunilor şi curenţilor pe rotor, stator şi convertoare şi

situațiile pentru care centrala eoliană este deconectată de la rețea.

Centrala eoliană modelată este formată din 6 turbine eoliene echipate cu generator cu

inducție cu dublă alimentare (DFIG) cu o putere nominală de 1,5 MW fiecare, reprezentată

printr-un singur bloc echivalent de 9 MW putere instalată. Centrala eoliană este conectată la o

rețea de medie tensiune de 20 kV prin intermediul unui transformator de putere 575V/20kV, iar

apoi prin intermediul unei reţele electrice având lungimea cumulată a liniilor de 30 km și un

transformator de putere 20kV/110kV la o rețea de 110 kV. Frecvența nominală de lucru este de

50 Hz.

În regim normal de funcţionare modelul reţelei utilizate în care este integrată centrala

eoliană de 9 MW, schema este cea din figura 4.1.

Figura 4.1. Reţea cu centrală eoliană de 9 MW

15

Ceilalți parametri specifici rețelei sunt cei din tabelul 4.1:

Tabelul 4.1 Parametrii rețelei

Echipament Parametri Valoare

Sursa de tensiune

110 kV

putere de scurtcircuit 2500

MVA

Rezistența și inductanța directă și

homopolară

R1=0,576 Ω

L1=18,3439 mH

R0=1,728 Ω

L0=55,0317 mH

Transformatorul de putere

110kV/20kV

Tensiunea, rezistența și inductanța

din primar și secundar

Rezistența care modelează pierderile în fier

și inductanța de magnetizare

Sn=47 MVA

U1=110 kV

U2=20 kV

R1=0,81702 Ω

R2=0,10638 Ω

L1=0,065016 H

L2=0,0084657 H

Rm=153,19 kΩ

Lm=406,35 H

Transformatorul de putere

20kV/575V

Tensiunea, rezistența și inductanța

din primar și secundar

Rezistența care modelează pierderile în fier

și inductanța de magnetizare

Sn=6x1,75 MVA

U1=20 kV

U2=575 V

R1=0,29762 Ω

R2=5,248·10-5 Ω

L1=0,023684 H

L2=4,1762·10-6 H

Rm=178,57 kΩ

Lm=∞

Linii electrice aeriene Parametrii de secvenţă directă şi

homopolară (parametrii de secvenţă inversă

sunt egali cu cei de secvenţă directă)

R1=0,1153 Ω/km

R0=0,413 Ω/km

L1=1,05 mH/km

L0=3,32 mH/km

C1=11,33 nF/km

C0=5,01 nF/km

Tensiunea nominală la care debitează centrala eoliană este 575 V.

În acest studiu viteza vântului variază cu ajutorul blocului “Uniform random number”,

unde s-a setat viteza minimă de 3 m/s iar viteza maximă de 25 m/s. Modul de funcționare este

setat din blocul de control al parametrilor la funcția de reglaj a tensiunii „Voltage regulation”.

Tensiunea de ieșire va fi reglată astfel la o valoare impusă de tensiunea de referință Vref = 1 pu.

Tensiunea nominală a punții de curent continuu este Vdc=1200 V.

Cele 6 turbine eoliene de câte 1,5 MW ce formează centrala electrică eoliană sunt

reprezentate în figura 4.2. Ele sunt identice, distanţa până la punctul comun de conectare la reţea

este egală, 300 metri, de aceea centrala eoliană poate fi reprezentată printr-un singur bloc

echivalent de 9 MW.

16

Figura 4.2. Structura centralei eoliene de 9 MW

4.2. Analiza influenţei tipului defectului şi a locului de producere în reţea

asupra comportamentului centralei eoliene

4.2.1. Scurtcircuit la distanţa de 20 km pe linia de medie tensiune de 20 kV

La o distanţă de 20 km de punctul comun de conectare a centralei eoliene, pe una din

derivaţiile reţelei de medie tensiune de 20 kV, derivaţie ce deserveşte consumatorul 3, se

simulează un scurtcircuit, la momentul t = 5 s, defect ce durează 150 ms. Reţeaua este

reprezentată în figura 4.6.

Figura 4.6. Reţea cu centrală eoliană de 9 MW şi defect apărut la distanţa de 20 km de PCC

17

Se poate observa cum la apariţia scurtcircuitului acţionează protecţia de pe derivaţia pe care

a apărut defectul, deschizând întrerupătorul 7, izolând astfel defectul de restul reţelei. Într-o reţea

de acest gen este foarte importantă funcţionarea corectă a protecţiilor [14,15], acţionarea greşită

a unora dintre ele putând duce la scoaterea din funcţiune a axului liniei, centrala electrică eoliană

nemaiavând unde debita puterea produsă chiar dacă nu este afectată de apariţia scurtcircuitului.

Scurtcircuit monofazat

Se observă (figura 4.8) că tensiunea de secvenţă directă în PCC reţea scade la aproximativ

0,85 pu din tensiunea nominală la producerea defectului, apoi urcă şi se stabilizează la 0,94 pu,

iar după trecerea defectului oscilează în jurul valorii nominale 1 pu şi se stabilizează complet

după circa 300 ms de la izolarea defectului. Curentul de secvenţă directă în acelaşi punct

înregistrează o creştere de 4,2 ori valoarea de dinaintea scurtcircuitului. Pe durata defectului,

centrala eoliană injectează putere reactivă în reţea 6 MVAr. După trecerea defectului,

convertorul GSC reglează tensiunea pe puntea de curent continuu Vdc la valoarea presetată după

circa 200 ms. Această valoare ajunge în timpul defectului doar până la 1227 V, lipsa unei

supratensiuni neimpunând intervenţia convertoarelor RSC şi GSC. Din momentul trecerii

defectului, centrala eoliană începe să producă din nou şi să debiteze putere activă în reţea.

Figura 4.8. Parametrii centralei eoliene la scurtcircuit monofazat la 20 km

Scurtcircuit bifazat cu punere la pământ

Tensiunea de secvenţă directă în PCC scade la aproximativ 0,57 pu din tensiunea nominală

la producerea defectului, iar curentul de secvenţă directă în PCC creşte în timpul defectului de

4,7 ori faţă de valoarea înregistrată înaintea producerii scurtcircuitului.

În timpul scurtcircuitului, până la deconectarea centralei eoliene, aceasta injecta putere

reactivă în reţea 4,3 MVAr. Tensiunea Vdc pe puntea de curent continuu din convertorul de

frecvenţă creşte până la 1290 V, ceea ce înseamnă o depăşire cu 7,5 % a valorii setate.

18

Figura 4.10. Parametrii centralei eoliene la scurtcircuit bifazat la 20 km

Convertorul GSC de pe partea reţelei reuşeşte restabilirea rapidă a tensiunii Vdc, dar

datorită scăderii foarte mari a tensiunii de secvenţă directă în PCC, sistemul îşi pierde

stabilitatea, centrala eoliană fiind deconectată la momentul t = 5.112 s.

Figura 4.11. Timpul de deconectare de la reţea a centralei eoliene la defect bifazat la 20 km

Scurtcircuit trifazat cu punere la pământ

În cazul al treilea, căderea de tensiune în PCC este totală, mergând în 0 pu. creşterea

tensiunii Vdc pe puntea de curent continuu este de 40 % peste valoarea nominală, adică 1680 V,

tensiune la care protecţia generatorului nu face faţă, convertorul de pe partea reţelei GSC

nereuşind restabilirea sa. Această supratensiune poate duce la avarierea convertorului de putere.

Prima protecţie care acţionează este cea la tensiune de secvenţă directă prea mică, ducând

la deconectarea mai rapidă a centralei eoliene de la reţea decât în cazul scurtcircuitului bifazat cu

punere la pământ după 107 ms de la producerea defectului.

Puterea reactivă cedată reţelei până la deconectarea fermei înregistreză un maxim de doar

3,4 MVAr faţă de 4,3 MVAr în cazul defectului bifazat.

Curentul de secvenţă directă înregistrează o creştere de 7,6 ori valoarea de dinaintea

defectului, mult mai mare decât 4,7 în cazul defectului bifazat.

19

Figura 4.13. Parametrii centralei eoliene la scurtcircuit trifazat la 20 km


În reţeaua studiată apare un scurtcircuit pe reţeaua de medie tensiune de 20 kV, de această

dată pe derivaţia ce deserveşte consumatorul 2, la distanţa de 10 km de punctul comun de

conectare a centralei eoliene. Scurtcircuitul are loc la momentul t = 5 secunde şi durează 150 ms

până când acţionează protecţia liniei deschizând întrerupătorul 8, izolând astfel defectul de restul

reţelei.



Tensiunea de secvenţă directă în PCC scade până la 0,78 pu din tensiunea nominală pe

timpul defectului, curentul de secvenţă directă însă creşte de 4,4 ori. Maximul puterii reactive

injectate de centrala eoliană în reţea în timpul scurtcircuitului este de 5,9 MVAr.

20


Ca şi în cazul defectului monofazat produs la 20 km, creşterea tensiunii pe puntea de curent

continuu Vdc este mică, de circa 2,4 %, la 1229 V, neimpunându-se intervenţia convertoarelor.

După trecerea defectului, centrala eoliană începe să producă şi să livreze din nou putere în reţea.



Tensiunea de secvenţă directă în PCC scade până la 0,5 pu, centrala eoliană este

deconectată, tensiunea scade şi mai mult până la 0,3 pu, iar după trecerea defectului tensiunea se

21

restabileşte complet după numai 70 ms de la trecerea defectului, la t = 5.22 s. Curentul de

secvenţă directă în PCC creşte de această dată de 5 ori faţă de valoarea iniţială.

Tensiunea Vdc pe puntea de curent continuu creşte mai mult decât la defect la 20 km, până

la 1343 V. Convertorul GSC reuşeşte restabilirea rapidă a tensiunii Vdc, dar datorită scăderii

foarte mari a tensiunii în PCC, sistemul îşi pierde stabilitatea, centrala fiind deconectată după

110 ms de la producerea scurtcircuitului. Până la deconectarea centralei eoliene de la reţea,

aceasta furniza putere reactivă reţelei de până la 4,08 MVAr.


Căderea de tensiune în PCC este totală. Creşterea tensiunii Vdc este de 63,5 %, adică 1962

V, tensiune la care se blochează, ceea ce poate duce la avarierea convertorului de putere. Această

supratensiune pe puntea de c.c. duce la deconectarea mai rapidă a centralei eoliene de la reţea în

doar 12 ms din momentul producerii defectului, fiind prima protecţie care acţionează. Puterea

reactivă cedată reţelei până la deconectarea fermei atinge doar 2,15 MVAr. Curentul de secvenţă

directă creşte de 4,6 ori.



În cazul scurtcircuitului apărut pe derivaţia corespunzătoare consumatorului 1, la 5 km de

PCC, durata până la care acţionează protecţia liniei respective deschizând întrerupătorul 9,

izolând astfel defectul de restul reţelei este de 150 ms.

22



Tensiunea de secvenţă directă în PCC scade la 0,72 pu din tensiunea nominală, astfel încât

protecţia turbinelor declanşează, centrala fiind deconectată. Curentul de secvenţă directă creşte în

acest timp de 4,47 ori. Fluxul de putere reactivă dinspre fermă spre reţea atinge 5,37 MVAr.

Tensiunea pe puntea de c.c. creşte la 1246 V. Nu este deci necesară intervenţia convertoarelor.


Putem concluziona deci, că, cu cât defectul produs este mai aproape de PCC şi implicit de

centrala eoliană, cu atât efectele asupra acestuia sunt mai mari, acesta fiind primul caz de

deconectare la scurtcircuit monofazat, după exact 150 ms de la producerea defectului.


Centrala eoliană este deconectată de la reţea în 109 ms de la producerea defectului tot

datorită scăderii tensiunii de secvenţă directă în PCC, aceasta atingând valoarea de 0,37 pu. După

deconectare aceasta coboară chiar la 0,24 pu.

23

Curentul de secvenţă directă în PCC creşte de 5,31 ori, puterea reactivă injectată în reţea

ajunge la 3,87 MVAr, iar tensiunea Vdc atinge 1426 V. Intră în acţiune convertorul GSC, acesta

reuşind reglajul tensiunii Vdc înaintea deconectării fermei de la reţea.




Centrala eoliană este deconectată de la reţea în doar 10 ms de la producerea defectului,

prima protecţie care acţionează fiind cea la supratensiune pe puntea de c.c., Vdc ajungând la 2000

24

V. Tensiunea de secvenţă directă în PCC scade la 0 pu, după trecerea defectului aceasta revenind

la 1 pu după 70 ms. Curentul de secvenţă directă în PCC creşte de 5 ori. Puterea reactivă maximă

pe care o injectează centrala eoliană atinge doar 1,64 MVAr.

Principalii parametri urmăriţi în studiul realizat sunt sintetizaţi în tabelul 4.2.

Tabelul 4.2. Parametrii centralei eoliene în regim de defect

Tip defect

Tensiunea

de

secvenţă

directă

(pu)

Puterea

reactivă

Q

(MVAr)

Tensiunea

Vdc pe

puntea de

curent

continuu (V)

Creşterea

tensiunii Vdc

faţă de val.

nominală

(%)

Timpul de

deconectare

a centralei

eoliene (ms)

Motivul

deconectării

fermei de la

reţea

Monofazat

la 20 km 0,85/0,94 6 1227 2,25 - -

Bifazat cu

punere la

pământ la

20 km

0,57/0,38 4,3 1290 7,5 112

Tensiune de

secvenţă

directă

scăzută

Trifazat cu

punere la

pământ la

20 km

0 3,4 1680 40 107

Tensiune de

secvenţă

directă

scăzută

Monofazat

la 10 km 0,78/0,83 5,9 1229 2,4 - -

Bifazat cu

punere la

pământ la

10 km

0,5/0,3 4,08 1343 11,9 110

Tensiune de

secvenţă

directă

scăzută

Trifazat cu

punere la

pământ la

10 km

0 2,15 1962 63,5 12 Supratens. pe

Vdc

Monofazat

la 5 km 0,72 5,37 1246 3,83 150

Tensiune de

secvenţă

directă

scăzută

Bifazat cu

punere la

pământ la 5

km

0,37/0,24 3,87 1426 18,83 109

Tensiune de

secvenţă

directă

scăzută

Trifazat cu

punere la

pământ la 5

km

0 1,64 2000 67 10 Supratens. pe

Vdc

25

Rezultatele studiului efectuat au reliefat că la defect monofazat, de exemplu, singurul caz

pentru care centrala eoliană a fost deconectată de la reţea este cel al scurtcircuitului produs la 5

km de PCC a centralei eoliene, în cazurile scurtcircuitului la 10 km şi la 20 km, după trecerea

defectului, centrala eoliană producând şi debitând din nou putere activă în reţea. În cazul

defectelor bifazat şi trifazat cu punere la pământ se observă că timpul de deconectare a centralei

eoliene scade cu cât defectul se produce mai aproape de PCC. Putem concluziona deci, că

efectele asupra comportamentului centralei eoliene sunt mai mari cu cât defectul are loc mai

aproape de PCC şi cu tipul de defect, cel mai grav fiind cel trifazat cu punere la pământ.

Aportul de putere reactivă a fermei către reţea scade de asemenea cu tipul de defect şi

apropierea de PCC, de la un maxim de 6 MVAr, înregistrat la scurtcircuit monofazat la 20 km,

până la un minim de 1,64 MVAr, înregistrat la scurtcircuit trifazat cu punere la pământ la 5 km.

Tensiunea pe puntea de curent continuu Vdc însă, creşte cu tipul de defect şi apropierea de

PCC, de la 1227 V la scurtcircuit monofazat la 20 km, până la 2000 V la scurtcircuit trifazat cu

punere la pământ la 5 km. Aceste supratensiuni pot duce la avarierea convertoarelor.

Deconectarea fermelor eoliene de la reţea în majoritatea cazurilor demonstrează că sistemul

de control şi protecţie a turbinelor eoliene echipate cu generator de tip DFIG nu este de ajuns

pentru îndeplinirea uneia din condiţiile actuale obligatorii impuse producătorilor de energie din

surse eoliene în regim de defect şi anume trecerea prin defect, aşa numitul fenomen „Fault Ride-

Trough”. Deconectarea centralei duce la o cădere şi mai mare a tensiunii în PCC în acel moment,

contribuind şi mai mult la instabilitatea reţelei [16]. De asemeni, centrala eoliană nu mai e

capabilă să susţină reţeaua nici cu puterea reactivă, atât de importantă în momente de defect.

Se impun aşadar măsuri suplimentare pentru trecerea prin defect, cum ar fi integrarea în

circuitul rotorului a echipamentului de protecţie numit “crowbar”. Acesta limitează tensiunile şi

asigură un traseu sigur pentru curenţi, ocolind convertorul de pe partea rotorului RSC.

4.3. Optimizarea trecerii prin defect a centralelor electrice eoliene

4.3.1. Descrierea modelului echipamentului de protecţie implementat

Conform reglementărilor în vigoare în domeniul energiilor produse din surse regenerabile,

la apariţia unui defect în reţea, turbinele eoliene cu generator cu inducţie cu dublă alimentare şi

nu numai, trebuie să facă faţă fenomenului de trecere prin defect, acest lucru implicând măsuri

specifice de control şi protecţie. Statorul, conexiunea generatorului cu reţeaua, este cel mai

susceptibil la probleme, iar convertorul de putere back-to-back trebuie să compenseze

perturbaţiile introduse în generator în timpul defectului.

În cazul unei căderi de tensiune până la 0,2 pu din tensiunea nominală a reţelei, pot apărea

supracurenţi pe stator şi pe rotor de până la 2 ÷ 5 ori valoarea iniţială. Supracurenţii rotorici pot

bloca convertorul de pe partea rotorică RSC şi pot determina avarierea întregii electronici de

putere. De asemenea aceşti curenţi foarte mari prin rotor conduc la apariţia supratensiunii pe

26

puntea de c.c., ceea ce va duce automat la distrugerea convertorului. Perturbaţiile şi oscilaţiile

cuplului electromecanic pot provoca solicitări majore asupra axului turbinei în special la

restabilirea tensiunii după trecerea defectului.

Înfăşurările rotorului sunt conectate la reţea prin intermediul convertorului back-to-back,

dispozitiv foarte sensibil la curenţi mari. Cea mai întâlnită modalitate de a evita inducerea unor

curenţi de valoare mare în convertorul RSC este utilizarea unui sistem de protecţie numit

“crowbar” [17]. Modul de conectare a acestui echipament în cadrul turbinei eoliene este

reprezentat în figura 4.30.

Figura 4.30. Conexiunea echipamentului de protecţie în turbinele eoliene echipate cu generator cu

inducţie cu dublă alimentare

Circuitul de protecţie este amplasat între rotorul generatorului şi convertorul de putere, în

paralel cu convertorul RSC. Circuitul de protecţie de la nivelul rotorului poate fi activat în timpul

defectelor din reţea, atunci când convertorul RSC nu poate recâştiga controlul sistemului [18].

Circuitul de protecţie va fi declanşat fie la apariţia supratensiunii pe legătura de curent

continuu, fie la apariţia unui supracurent prin convertorul RSC. Protecţia la supratensiune a

legăturii de curent continuu este proiectată să acţioneze când tensiunea prin ea Vdc depăşeşte cu

peste 12 % valoarea nominală [19]. Protecţia la supracurent a convertorului RSC însă, este setată

la 1,8 pu având în vedere că tranzistorul bipolar cu poartă izolată IGBT poate suporta un curent

de 2 ori mai mare decât curentul nominal în interval de 1 milisecundă [20]. Din moment ce

circuitul de protecţie este activat, acestuia îi ia câteva ms până deconectează convertorul RSC,

deoarece tiristorul poate deconecta curentul la trecerea sa prin zero [21].

Modelul generatorului cu inducţie cu dublă alimentare din biblioteca SimPowerSystems nu

include echipamentul de protecţie al rotorului. Acesta a fost modelat şi implementat în

Matlab/Simulink în modelul turbinei eoliene utilizată la acest studiu.

Diagrama logică ce stă la baza modelului dezvoltat este prezentată în figura 4.31.

27

Fig. 4.31. Diagrama logică a controlului circuitului de protecţie activ

Circuitul de protecţie implementat constă dintr-un redresor de diode pe 3 faze, o rezistenţă

în serie cu tranzistorul bipolar cu poartă izolată IGBT pe partea de curent continuu [22]. Atunci

când curentul rotoric Irotor sau tensiunea pe legătura de curent continuu Vdc depăşesc valorile lor

prestabilite, tranzistorul bipolar cu poartă izolată IGBT este adus în conducţie pentru a asigura un

canal de scurgere pentru curentul rotoric, convertorul RSC este scurtcircuitat pentru a proteja

convertorul de putere. După ce curentul rotoric Irotor şi tensiunea pe legătura de curent continuu

Vdc revin la valori normale din domeniul de funcţionare, tranzistorul bipolar cu poartă izolată

IGBT se blochează iar convertorul RSC intră din nou în funcţiune [23].

4.3.2. Comportamentul centralei eoliene la scurtcircuit trifazat cu punere la pământ

în reţeaua de medie tensiune de 20 kV

În studiul efectuat, comportamentul centralei eoliene se urmăreşte timp de o secundă.

Ţinând cont de timpul foarte scurt, viteza vântului se consideră ca fiind constantă şi egală cu 15

m/s pe perioada simulărilor. Sistemul de control foloseşte un regulator de cuplu pentru a menţine

constantă viteza unghiulară a rotorului la 1,22 pu. Puterea reactivă produsă este setată la 0 MVAr

[24]. Tensiunea nominală la care debitează centrala eoliană este 575 V. În ceea ce priveşte

defectul simulat, s-a ales cazul cel mai nefavorabil din studiul anterior şi anume scurtcircuit

trifazat cu punere la pământ apărut la distanţa de 5 km, 10 km şi 20 km de PCC, în reţeaua de 20

kV, reţea cu lungimea totală de 20 km, 30 km şi 40 km, defect produs în momentul t = 0.5 sec şi

care durează 150 ms. De asemenea s-a testat pentru toate aceste cazuri centrala eoliană de 9

MW (6 turbine de 1,5 MW), 18 MW (12 turbine), 27 MW (18 turbine) şi 4,5 MW (3 turbine).

Pentru aceste cazuri s-a crescut rezistenţa echipamentului de protecţie de 1, 2, ..., 10, 15 şi 20 de

ori şi s-au tras concluzii. Valoarea predefinită pentru tensiunea pe puntea de c.c. este 1200 V, iar

valoarea maximă Vdc max peste care circuitul de protecţie este activat este 1.12*Vdc, adică 1344 V.

Scopul studiului este de a optimiza trecerea prin defect a turbinelor eoliene prin

determinarea valorii optime pentru rezistenţa circuitului de protecţie şi menţinerea stabilă a

tensiunii Vdc evitând astfel distrugerea convertorului.

4.3.2.1. Scurtcircuit produs într-o reţea cu lungimea totală a liniilor de 30 km la

distanţa de 5 km de PCC a centralei eoliene de 9 MW

Pentru primul caz studiat, rezistenţa circuitului de protecţie este egală cu rezistenţa rotorică.

28

Fig. 4.33. Puterea activă, puterea reactivă, viteza unghiulară a rotorului şi tensiunea pe puntea de c.c.

În figura 4.33 se observă o creştere a vitezei unghiulare a rotorului în momentul defectului

până la 1,277 pu. Puterea activă debitată de centrala eoliană pe timpul defectului este 0 pu, după

trecerea defectului centrala eoliană începând din nou să debiteze putere în reţea. La apariţia

scurtcircuitului centrala eoliană injectează putere reactivă în reţea până la 7,935 MVAr iar după

trecerea defectului centrala eoliană consumă 5,507 MVAr pentru a reporni. Tensiunea Vdc ajunge

până la valoarea de 1477 V, o creştere cu 23,08 % faţă de valoarea nominală. Depăşind cele 12

% admise, circuitul de protecţie intră în funcţiune asigurând canalul de scurgere pentru curentul

de scurtcircuit. După izolarea defectului tensiunea Vdc înregistrează o scădere la 1113 V după

care revine la valoarea nominală.

Curentul rotoric la apariţia scurtcircuitului creşte până la 3,771 pu şi scade sub 1 pu după

aproximativ 55 ms. Acest lucru se poate observa în figura 4.36.

Fig. 4.36. Curentul rotoric pe cele 3 faze pentru rezistenţa circuitului de protecţie egală cu rezistenţa

rotorică

Plecând de la acest prim caz studiat şi crescând rezistenţa circuitului de protecţie, de 2, 3,...,

10, 15, 20 ori valoarea rezistenţei rotorice, obţinem următoarele rezultate pentru curentul rotoric,

tensiunea Vdc pe puntea de c.c. şi puterea reactivă, rezultate surprinse în tabelul 4.3.

29

Tabelul 4.3 Comportament centrală eoliană 9 MW la defect în reţea (30 km) la 5 km de PCC

x = Rcrow/Rrot iabc rot (pu) Vdc (V) Q1 (MVAr) Q2 (MVAr)

1 3,771 1477 7,935 - 5,507

2 3,68 1422 7,682 - 5,18

3 3,64 1388 7,53 - 5,48

4 3,59 1365 7,403 - 5,588

5 3,56 1354 7,271 - 5,935

6 3,443 1350 6,87 - 5,94

7 3,281 1389 6,5 - 5,592

8 3,221 1422 6,371 -5,495

9 3,215 1468 6,329 - 5,425

10 3,213 1508 6,305 - 5,98

15 3,203 1649 6,23 - 5,86

20 3,202 1733 6,222 - 4,454

Creşterea curentului prin rotor la apariţia scurtcircuitului oscilează între 3,202 – 3,771 ori

curentul iniţial, iar valoarea tensiunii Vdc valori între 1733 V şi 1350 V, valoare înregistrată la

rezistenţa circuitului de protecţie egală cu de 6 ori valoarea rezistenţei rotorice.

4.3.2.2. Scurtcircuit produs într-o reţea cu lungimea totală a liniilor de 30 km, la


Ca şi în cazul anterior, în cazul scurtcircuitului produs la 10 km de PCC al centralei eoliene

la reţea, am modificat rezistenţa circuitului de protecţie de la 1, 2, 3, ..., 10, 15, 20 ori valoarea

rezistenţei rotorice. De această dată creşterea curentului prin rotor la apariţia scurtcircuitului

oscilează între 2,97 – 3,38 ori curentul iniţial, iar valoarea tensiunii Vdc valori între 1631 V şi

1349 V, această cea mai mică valoare fiind înregistrată la rezistenţa circuitului de protecţie egală

cu de 7 ori valoarea rezistenţei rotorice.



În acest caz, pentru orice valoare a rezistenţei circuitului de protecţie, acesta nu intră în

funcţiune, tensiunea pe puntea de curent continuu oscilând între 1333 şi 1337 V. Valoarea de la

care circuitul de protecţie ar fi intrat în funcţiune este de 1344 V.

Creşterea curentului rotoric faţă de curentul iniţial oscilează de asemenea într-o gamă

foarte restrânsă între 2,857 şi 2,873.

30

Din cele 3 cazuri studiate până acum, se poate concluziona că valoarea optimă a rezistenţei

echipamentului de protecţie este undeva între de 6 – 7 ori rezistenţa rotorică atunci când centrala

eoliană are o putere instalată de 9 MW şi reţeaua la care este conectată aceasta şi în care apare

defectul are lungimea cumulată a liniilor de 30 km.



Curentul rotoric creşte la apariţia scurtcircuitului de la de 3,138 ori până la de 3,711 ori

curentul iniţial. Tensiunea pe puntea de curent continuu însă creşte înregistând valori între 1350

V – valoare optimă înregistrată la rezistenţa circuitului de protecţie egală cu de 6 ori rezistenţa

rotorică până la 1760 V. Aportul de putere reactivă cel mai bun, 7,846 MVAr se înregistrează la

rezistenţa circuitului de protecţie egală cu rezistenţa rotorică, acesta scăzând odată cu creşterea

rezistenţei circuitului de protecţie până la 6,142 MVAr.



S-a observat că valoarea cea mai mică pentru tensiunea Vdc, 1349 V, se înregistrează la

rezistenţa circuitului de protecţie egală cu de 7 ori rezistenţa rotorică, maximul fiind de 1626 V

la x = 20 (unde x = Rcrow/Rrot). Curentul prin rotor creşte de 2,994 până la de 3,358 ori peste

curentul din regim permanent. Aportul de putere reactivă înregistrează un maxim de 8,022

MVAr la x = 1 şi un minim de 6,576 MVAr la x = 15.



În urma simulărilor efectuate s-a observat că la reţeaua cu lungimea cumulată a liniilor de

40 km, atunci când defectul se produce la o distanţă mai mare de PCC a centralei cu reţeaua,

respectiv 20 km, echipamentul de protecţie implementat nu intră în funcţiune, tensiunea pe

puntea de c.c. oscilând între 1328 şi 1329 V. De asemenea, creşterea curentului prin rotor este de

2,824 până la 2,828 ori mai mare decât curentul care circulă prin rotor în regim permanent.

Din cele 3 cazuri studiate, cu centrala eoliană de 9 MW şi reţeaua cu lungimea cumulată a

liniilor de 40 km, se poate concluziona că valoarea optimă a rezistenţei echipamentului de

protecţie în regim de defect este undeva între de 6 – 7 ori rezistenţa rotorică, la fel ca la reţeaua

cu lungimea cumulată de 30 km.



S-a observat că tensiunea pe puntea de c.c. înregistrează valori între 1349 V – valoare

optimă înregistrată la rezistenţa circuitului de protecţie egală cu de 6 ori rezistenţa rotorică până

la 1731 V. Curentul rotoric creşte la apariţia scurtcircuitului de la de 3,262 ori până la de 3,818

ori curentul iniţial, cu scăderea rezistenţei circuitului de protecţie. Aportul de putere reactivă cel

mai bun, 8,022 MVAr se înregistrează la rezistenţa circuitului de protecţie egală cu rezistenţa

rotorică, scăzând odată cu creşterea rezistenţei circuitului de protecţie până la 6,296 MVAr.

31



S-a observat că valoarea cea mică pentru tensiunea Vdc, 1361 V, se înregistrează la

rezistenţa circuitului de protecţie egală cu de 7 ori rezistenţa rotorică, maximul fiind de 1664 V

la x = 20 (unde x = Rcrow/Rrot). Curentul prin rotor creşte de 3,174 până la de 3,457 ori peste

curentul din regim permanent. Aportul de putere reactivă înregistrează un maxim de 8,232

MVAr la x = 1 şi un minim de 6,733 MVAr la x = 20.



S-a constatat că în cazul scurtcircuitului produs la 20 km de PCC, pentru orice valoare a

rezistenţei circuitului de protecţie, acesta nu intră în funcţiune, tensiunea pe puntea de curent

continuu oscilând între 1327 şi 1332 V. Creşterea curentului rotoric faţă de curentul iniţial

oscilează de asemenea într-o gamă foarte restrânsă între 2,882 şi 2,918.

Din cele 3 cazuri, se poate concluziona că valoarea optimă a rezistenţei echipamentului de

protecţie este tot undeva între de 6 – 7 ori rezistenţa rotorică atunci când centrala eoliană are o

putere instalată de 9 MW şi reţeaua la care este conectată aceasta şi în care apare defectul are

lungimea cumulată a liniilor de 20 km.

În consecinţă, pentru o centrală eoliană de 9 MW, indiferent de lungimea totală a liniilor

reţelei şi de locul de producere a defectului, rezistenţa optimă a circuitului de protecţie a

convertorului de putere şi a rotorului turbinei în ansamblu, este de 6 – 7 ori rezistenţa rotorului.

De asemenea, se poate observa că în toate cele 9 cazuri studiate, centrala eoliană echipată

cu generatoare de tip DFIG şi circuite de protecţie implementate în circuitul rotoric, reuşeşte să

facă faţă scurtcircuitului apărut în reţea. Putem spune deci că echipamentul de protecţie reuşeşte

să îmbunătăţească capabilitatea generatoarelor eoliene de a face faţă defectului.



În acest caz, considerăm că centrala eoliană este formată din 12 turbine eoliene de 1,5 MW

fiecare, deci are o putere totală instalată de 18 MW.

Tensiunea pe puntea de c.c. înregistrează valori între 1536 V – valoare optimă înregistrată

la rezistenţa circuitului de protecţie egală cu de 7 ori rezistenţa rotorică până la 1903 V la o mică

modificare a rezistenţei circuitului de protecţie. Curentul rotoric creşte la apariţia scurtcircuitului

de la de 2,761 ori până la de 2,845 ori curentul iniţial, variaţia fiind neuniformă. Aportul de

putere reactivă cel mai bun, 6,76 MVAr se înregistrează tot la rezistenţa circuitului de protecţie

egală cu de 7 ori rezistenţa rotorică, cea mai mică valoare fiind 6,495 MVAr.



S-a observat în primul rând că circuitul de protecţie nu a fost acţionat, tensiunea pe puntea

de c.c. oscilând între 1325 şi 1327 V. Valoarea de la care circuitul crowbar ar intra în funcţiune

32

este de 1344 V. De asemenea, curentul prin rotor la producerea defectului în reţea, creşte faţă de

valoarea sa din regim permanent de funcţionare de 2,729, la x = 15, până la 2,754 ori, la x = 1

(unde x = Rcrow/Rrot). Aportul de putere reactivă dinspre centrala eoliană spre reţea la apariţia

defectului oscilează între 8,164 şi 8,2 MVAr, iar consumul de putere reactivă după trecerea

defectului între 3,406 şi 3,43 MVAr.



În urma măsurătorilor s-a observat că la o distanţă mai mare de producere a defectului (20

km similar cu 10 km), circuitul crowbar nu intră în funcţiune, tensiunea pe puntea de c.c.

oscilând în jurul valorii de 1274 V. De asemenea, creşterea curentului prin rotor este de 2,156

până la 2,159 ori mai mare decât curentul care circulă prin rotor în regim permanent.

În cazul unei centrale mai mari, respectiv 18 MW, doar în cazul scurtcircuitului produs la

distanţa cea mai mică, 5 km, circuitul de protecţie a rotorului a fost acţionat, spre deosebire de

centrala de 9 MW unde circuitul de protecţie a acţionat şi la defect produs la 10 km.

Pentru centrala eoliană de 18 MW, rezistenţa optimă a circuitului de protecţie a rotorului

turbinei este de 7 ori rezistenţa rotorului.



Centrala eoliană de această dată este formată din 18 turbine eoliene de 1,5 MW fiecare, cu

o putere totală instalată de 27 MW.

De această dată, la această putere se observă o evoluţie a tensiunii pe puntea de curent

continuu diferită de celelalte. Tensiunea creşte odată cu creşterea rezistenţei circuitului de

protecţie, de la valoarea optimă de 1348 V, la rezistenţa circuitului de protecţie egală cu

rezistenţa rotorică la 1703 V în cazul rezistenţei circuitului de protecţie egală cu de 20 de ori

rezistenţa rotorică. Curentul prin rotor la apariţia defectului înregistrează o creştere faţă de

curentul din regim permanent de 2,475 până la 2,738 ori, la x = 1. Injecţia de putere reactivă

oscilează şi ea conform curentului rotoric între 7,479 şi 8,378 MVAr, la x = 1.



În urma analizei acestui caz s-a observat că la o distanţă mai mare de producere a

defectului (10 km), circuitul de protecţie nu intră în funcţiune, tensiunea pe puntea de curent

continuu oscilând în jurul valorii de 1287 V.



Nici în acest caz, circuitul de protecţie al rotorului nu intră în funcţiune, tensiunea Vdc

oscilând în jurul unei valori ciar mai mici, 1254 V. Curentul prin rotor creşte doar de 1,7 ori

peste valoarea din regim permanent de funcţionare.

33

Pentru centrala eoliană de 27 MW, rezistenţa optimă a circuitului de protecţie a rotorului

turbinei este egală cu rezistenţa rotorului. În acelaşi timp cu cât defectul are loc mai departe de

PCC cu atât influenţa asupra centralei eoliene este mai mică. Se constată de asemenea că

influenţa asupra centralei scade cu cât centrala este de putere mai mare.


distanţa de 5 km de PCC a centralei eoliene de 4,5 MW

Se observă în acest caz, că tensiunea pe puntea de curent continuu scade de la 1499 V la

Rcrow/Rrot = 1, până la valoarea de 1355 V, înregistrată la valoarea optimă a rezistenţei

echipamentului de protecţie, Rcrow/Rrot = 9, apoi creşte iar până la 1540 V, la Rcrow/Rrot = 20.

Curentul ce trece prin rotor are o creştere faţă de acelaşi curent în regim permanent, din ce în ce

mai mică cu cât creşte rezistenţa circuitului de protecţie, de la 4,048 la Rcrow/Rrot = 1 până la 3,34

la Rcrow/Rrot = 20.



Ca şi la defectul produs la 5 km şi la 10 km, tensiunea Vdc şi curentul rotoric au o evoluţie

asemănătoare, doar că valorile pentru creşterea curentului la producerea defectului sunt un pic

mai mici. Rezistenţa optimă a circuitului de protecţie pentru care se înregistrează cele mai mici

tensiuni pe puntea de curent continuu, 1349 – 1350 V, este undeva între 9 -10 ori rezistenţa

rotorică.



La scurtcircuit produs la 20 km de PCC, situaţia este similară creşterea curentului la

producerea defectului fiind şi mai mică acum, de la 3,448 la Rcrow/Rrot = 1 până la 3,175 la

Rcrow/Rrot = 20. Valoarea optimă a rezistenţei circuitului de protecţie este de 10 ori rezistenţa

rotorică, valoare la care tensiunea pe puntea de curent continuu înregistrează valoarea de 1366 V.

Se constată că la centrala de 4,5 MW, indiferent de distanţa la care se produce scurtcircuitul

în reţea, este necesară acţionarea circuitului de protecţie al convertorului de putere, influenţa

asupra centralei eoliene fiind mai mare cu cât centrala este de putere mai mică. Rezistenţa

optimă a circuitului de protecţie este între 9 – 10 ori rezistenţa rotorică.

Din toate cazurile studiate, se observă că în cazul apariţiei unui scurtcircuit într-o reţea cu

lungimea totală a liniilor de 30 km, la distanţa de 5 km de PCC a centralei eoliene, valoarea

optimă a rezistenţei echipamentului de protecţie diferă cu puterea centralei eoliene, conform

figurii 4.37.

Cu cât centrala eoliană are o putere instalată mai mare, cu atât rezistenţa optimă a

echipamentului de protecţie trebuie să fie mai mică. Astfel dacă la o centrală de 4,5 MW,

rezistenţa optimă este de 9 – 10 ori rezistenţa rotorică, la o centrală de 27 MW, rezistenţa optimă

a echipamentului de protecţie este egală cu rezistenţa rotorică.

34

Fig. 4.37. Tensiunea pe puntea de c.c. funcţie de rezistenţa echipamentului de protecţie pentru centrale

eoliene de diferite puteri

Valoarea optimă a rezistenţei echipamentului de protecţie pentru o centrală de aceeaşi

putere însă, nu este influenţată de lungimea cumulată a liniilor ce formează reţeaua.

De asemenea, valoarea curentului prin rotor scade odată cu creşterea rezistenţei

echipamentului de protecţie şi mai scade cu cât centrala eoliană este formată din mai multe

turbine eoliene, ceea ce se poate vedea în figura 4.38.

Fig. 4.38. Curentul rotoric funcţie de rezistenţa echipamentului de protecţie pentru centrale eoliene de

diferite puteri

Rezultatele au demonstrat că, în toate cazurile studiate, pe perioada defectului centrala

eoliană nu produce putere activă, însă după izolarea defectului, indiferent de valoarea rezistenţei

echipamentului de protecţie, centrala eoliană nu este deconectată, începând să producă şi să

debiteze din nou putere activă în reţea. Se poate spune deci, că utilizarea echipamentului de

protecţie a convertorului stă la baza capacităţii turbinei eoliene de a face faţă defectului fără a fi

deconectată de la reţea.

35

5. Concluzii

5.1. Concluzii generale

În contextul creşterii mondiale a consumului de energie şi datorită modificărilor climatice

devenite perceptibile pentru omul de rând, în ultimul deceniu s-a manifestat o creştere

spectaculară a interesului societăţii privind energia regenerabilă.

Pentru promovarea surselor regenerabile de energie la nivel european şi mondial s-au

dezvoltat şi implementat politici şi strategii de susţinere a investiţiilor în domeniu, facilitând

integrarea lor în sistemul electroenergetic.

La nivel european, în domeniul energiei eoliene, cele mai importante industrii sunt

reprezentate de Germania, Spania, Marea Britanie, Italia, Franţa, Danemarca, ţări ce deţin

împreună aproximativ 83% din puterea totală instalată. La sfârşitul anului 2012, în România s-a

situat pe locul 5 în topul ţărilor europene cu o capacitate instalată de 1905 MW.

Calitatea energiei electrice funrnizată în reţeaua de alimentare este influenţată de

amplasarea centralei electrice eoliene şi de alegerea punctului comun de conectare la reţea. Cu

cât centrala eoliană este situată mai aproape de consumatori cu atât creşte calitatea energiei

electrice furnizată în reţea.

Pe plan mondial, racordarea centralelor electrice eoliene la sistemele electroenergetice este

standardizată, utilizându-se normative emise de autorităţile responsabile de reglementarea în

domeniul energiei, normative ce fac referire la funcţionarea în regim normal şi valorile limită a

curenţilor de scurtcircuit, calitatea energiei furnizate, condiţia de trecere prin defect, domeniul de

tensiune și frecvență, controlul tensiunii şi compensarea puterii reactive, reglementarea puterii

active funcţie de frecvenţă, aspecte referitoare la protecţii, posibilitatea de izolare şi funcţionarea

insularizată şi siguranţa sistemului în ansamblu.

Analiza comparată a principalelor cerinţe din normative şi în special a condiţiilor de trecere

prin defect a centralelor electrice eoliene în țări ca Germania, Danemarca, Spania, Marea

Britanie şi România, ţări alese pe criterii bine întemeiate, a arătat că aceste condiţii diferă de la

ţară la ţară depinzând de specificul sistemului electroenergetic la care sunt racordate.

Pentru a îndeplini condiţiile impuse generatoarelor eoliene prin normative, având în vedere

că producerea și testarea de modele fizice este complicată şi costisitoare, a devenit vitală pentru

proiectarea turbinelor eoliene, dezvoltarea de modele virtuale şi utilizarea aplicaţiilor software

pentru modelarea şi simularea unor echipamente şi situaţii. Software-urile specializate utilizate

permit modelarea oricărui tip de generator eolian şi simularea comportamentului într-o reţea

36

electrică integrată fără a fi nevoie de expunerea fizică a modelului. Aceasta reduce timpul şi

costurile de dezvoltare şi implementare.

Mediul de lucru Simulink a Matlab permite analiza diferitor regimuri de funcţionare a

sistemelor dinamice, biblioteca SimPowerSystems conţinând deja modele testate şi validate ale

echipamentelor standard ca: transformatoare, linii, maşini electrice şi electronică de putere.

Modelarea întregului sistem de turbină eoliană echipată cu generator cu inducţie cu dublă

alimentare presupune modelarea individuală a componentelor acestuia: generatorul, sistemul de

transmisie, rotorul turbinei, convertorul de putere şi frecvenţă şi sistemul de control automat.

Convertorul de putere joacă un rol important, reglajul său influenţând comportamentul

generatorului atât în regim normal cât şi în regim de defect. El este alcătuit din convertorul RSC,

ce asigură reglajul de putere activă şi reactivă şi convertorul GSC, ce menţine constantă

tensiunea pe puntea de curent continuu şi reglează fluxul de putere reactivă cu reţeaua.

Pentru a face faţă fenomenului de “trecere prin defect”, este necesară utilizarea unor

echipamente de control şi protecţie, cum ar fi: circuit de protecţie pasiv amplasat pe rotor, circuit

de protecţie activ amplasat pe rotor, circuit dc-chopper sau circuit de protecţie amplasat pe stator.

În scopul studierii comportamentului unei centrale eoliene, formată din 6 turbine echipate

cu generatoare cu inducţie cu dublă alimentare, cu şi fără circuitul de protecţie amplasat pe

rotorul generatorului, la perturbațiile apărute în rețeaua la care aceasta este conectată, s-au

realizat două studii de regim tranzitoriu folosind platforma de lucru Simulink a Matlab.

În primul studiu, cel în care generatorul nu este echipat cu circuit de protecţie s-a urmărit

influenţa tipului defectului şi al locului de producere asupra comportamentului centralei eoliene.

Pentru aceasta s-au simulat defecte în rețeaua de medie tensiune la diferite distanțe, urmărindu-se

parametri ca: puterea activă debitată, puterea reactivă, tensiunea Vdc de pe puntea de curent

continuu, viteza rotorică, cuplul mecanic şi cuplul electromagnetic precum şi componentele d-q a

tensiunilor şi curenţilor pe rotor, stator şi convertoare. S-au urmărit de asemenea situațiile pentru

care centrala eoliană este deconectată de la rețea.

Se evidenţiază importanţa protecţiilor liniilor, transformatoarelor şi a altor echipamente

precum şi acţionarea lor corectă la defect. O acţionare greşită a uneia sau a mai multor protecţii

putând duce la scoaterea din funcţiune a unor porţiuni de linie, pot afecta consumatori şi chiar

producători de energie aceştia nemaiavând cui livra energia produsă.

Rezultatele studiului efectuat au reliefat că efectele asupra comportamentului centralei

eoliene sunt mai mari cu cât defectul are loc mai aproape de punctul comun de conectare la reţea

şi cu tipul de defect, cel mai grav fiind evident cel trifazat cu punere la pământ.

Deconectarea fermelor eoliene de la reţea în majoritatea cazurilor demonstrează că sistemul

de control şi protecţie a turbinelor eoliene echipate cu generator cu inducţie cu dublă alimentare

nu este de ajuns pentru îndeplinirea uneia din condiţiile actuale obligatorii impuse producătorilor

de energie din surse eoliene în regim de defect şi anume capacitatea de a face faţă defectului.

37

Deconectarea centralei eoliene duce la o cădere şi mai mare a tensiunii în punctul comun de

conectare la reţea în acel moment, ceea ce contribuie şi mai mult la instabilitatea reţelei.

Se impun aşadar măsuri suplimentare, cum ar fi integrarea în circuitul rotorului a unui

circuit de protecţie. Acesta are rolul de a limita tensiunile şi a asigura un traseu sigur pentru

curenţi, ocolind convertorul de pe partea rotorului RSC.

Echipamentul de protecţie a convertorului, a fost modelat şi implementat în modelul

turbinei eoliene echipate cu generator cu inducţie cu dublă alimentare în cel de-al doilea studiu.

În reţeaua de medie tensiune, la diferite distanţe de PCC a centralei eoliene, s-a simulat un

scurtcircuit trifazat cu punere la pământ cu o durată de 150 ms. S-a modificat rezistenţa

echipamentului de protecţie de câteva ori. De asemenea, s-a modificat şi puterea instalată a

centralei eoliene. Rezultatele au demonstrat în primul rand că, centrala eoliană echipată cu

generatoare cu inducţie cu dublă alimentare şi echipament de protecţie amplasat pe rotor nu este

deconectată de la reţea, reuşind după izolarea defectului să producă şi să livreze din nou putere

activă reţelei. Se poate spune deci, că utilizarea echipamentului de protecţie ales stă la baza

capacităţii turbinei eoliene de a face faţă defectului.

Pe durata activării echipamentului de protecţie, înfăşurările rotorului generatorului sunt

scurtcircuitate şi astfel curentul rotoric este limitat în funcţie de dimensiunea rezistenţei sale.

Acesta este mai mic cu creşterea rezistenţei echipamentului de protecţie.

La circuitul de protecţie activ realizat cu tranzistor bipolar cu poartă închisă IGBT este

important să se aleagă corect valoarea rezistenţei, aceasta având o influenţă majoră asupra

echipamentului. Conform studiului efectuat putem afirma că, cu cât centrala eoliană este de

putere mai mare, cu atât rezistenţa optimă a echipamentului de protecţie trebuie să fie mai mică.

Astfel dacă la o centrală de 4,5 MW, rezistenţa optimă este de 9 – 10 ori rezistenţa rotorică, la o

centrală de 27 MW, rezistenţa optimă a echipamentului este egală cu rezistenţa rotorică.

De asemenea, valoarea optimă a rezistenţei echipamentului de protecţie pentru o centrală

de aceeaşi putere, nu este influenţată de lungimea cumulată a liniilor ce formează reţeaua.

5.2. Contribuţii personale

Teza de Doctorat elaborată de autor abordează un subiect de interes la ora actuală în

cercetare pe plan internaţional şi anume acela al modelării, proiectării şi integrării optimale a

surselor eoliene de energie în reţelele electrice în vederea satisfacerii condiţiilor impuse prin

normativele în vigoare.

În cadrul Tezei de Doctorat s-au prezentat o serie de analize, studii, modelări, simulări de

regim tranzitoriu pentru turbinele eoliene, principalele contribuţii ce rezultă din teza elaborată

fiind următoarele:

- realizarea unei analize a stadiului actual privind dezvoltarea energiilor regenerabile şi

integrarea lor în reţea pe baza politicilor şi strategiilor de promovare la nivel internaţional.

38

Aceasta permite evaluarea corectă a locului pe care îl ocupă energia eoliană în contextul global

al energeticii mondiale, a problemelor ce pot să apară la integrarea ei în sistemul

electroenergetic, putându-se propune soluţii ca dezvoltarea reţelelor de transport şi necesitatea

existenţei unor suficiente rezerve de putere în caz de urgenţă.

- studiu asupra normativelor emise pe plan mondial de autorităţile responsabile cu

reglementare în domeniul energiei pentru centralele eoliene şi analiza comparată a condiţiilor de

trecere prin defect în principalele ţări europene în ceea ce priveşte puterea instalată. Concluzia

este că, condiţiile impuse centralelor electrice eoliene la “trecerea prin defect” sunt diferite,

depinzând de specificul reţelei din ţara respectivă.

- propunerea unui model de turbină eoliană echipată cu generator cu inducţie cu dublă

alimentare şi modelarea sa în regim permanent prin modelarea fiecărei componente.

- analiza unor echipamente utilizate la trecerea prin defect a centralelor electrice eoliene cu

generatoare cu inducţie cu dublă alimentare. Analiza comparată a acestora şi alegerea

echipamentului optim pentru “trecerea prin defect” a generatorului utilizat. Echipamentul

“crowbar” ales are avantajul că limitează rapid curentul de defect prin rotorul generatorului,

crescând astfel viteza de repornire a convertorului de pe partea generatorului RSC, ceea ce este

de dorit în cazul unei strategii de “trecere prin defect”.

- studiul unor regimuri tranzitorii şi analiza comportamentului centralei eoliene de 9 MW

fară echipamentul de protecţie. S-a studiat influenţa pe care o are asupra centralei eoliene tipul

de defect produs în reţea şi locul de producere. S-a evidenţiat importanţa acţionării corecte a

protecţiilor. S-au urmărit situaţiile în care centrala eoliană a fost deconectată de la reţea,

evidenţiind importanţa utilizării echipamentului de protecţie, sistemul de control şi protecţie al

turbinei echipate cu generator cu inducţie cu dublă alimentare nefiind suficient pentru a ţine

turbina conectată la reţea.

- realizarea şi implementarea echipamentului de protecţie în modelul utilizat de generator

eolian cu ajutorul programului Matlab/ Simulink.

- studiul de regim tranzitoriu a centralei cu echipament de protecţie implementat. Analiza

comportamentului centralei eoliene pentru diferite valori a rezistenţei echipamentului de

protecţie şi pentru diferite puteri a centralei eoliene. În urma analizei s-a constatat utilitatea

circuitului de protecţie pentru satisfacerea condiţiei de “trecere prin defect”. De asemeni s-a

constatat că alegerea optimă a rezistenţei echipamentului de protecţie este foarte importantă, ea

trebuind aleasă ca un compromis între două ipoteze: o valoare prea mare poate limita curentul de

defect pe rotor însă poate cauza tensiuni foarte mari pe puntea de curent continuu a convertorului

de putere. De asemenea rezistenţa optimă a circuitului de protecţie diferă funcţie de puterea

instalată a centralei eoliene şi nu este influenţată de mărimea reţelei.

Rezultatele cercetărilor efectuate de către autoar în perioada pregătirii tezei de doctorat s-au

concretizat în elaborarea a 16 lucrări publicate, 5 ca prim autor şi 11 coautor, în reviste de

specialitate sau în volumele unor conferinţe internaţionale de prestigiu.

39

Bibliografie selectivă

[1] Rob Van Gerwen (KEMA Nederland BV), „Producerea Distribuită şi Regenerabilă. Introducere”,

noiembrie 2006, disponibil la http://www.scribd.com/doc/145422692/Articolul-8-1-1-pdf;

[2] Ed Demeo and Michael Milligan, “Integrating Wind Power into the Electric Power System”,

Michigan Public Service Commission Wind Forum 25 aprilie 2007;

[3] EWEA Working Group on Grid Code Requirements–Position Paper, „European grid code

requirements for wind power generation”, Brussels, February 2008, disponibil la

http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/documents/publications/position_papers/080307_

WGGCR_final.pdf;

[4] Molina, M.G., Alvarez, H.M.G., “Wind farm – Technical regulations, potential estimation and

siting assessment – Part1: Technical and regulatory exigencies for grid connection of wind

generation”, ed. INTECH, 2011, p.3-30, ISBN 987-953-307-483-2;

[5] Chen, Z., and F. Blaabjerg. “Wind farm - A power source in future power systems”, Renewable and

Sustainable Energy Reviews 13, 2009, pp. 1288-300;

[6] M. Tsili, S. Papathanassiou, “A review of grid code technical requirements for wind farms”. IET

Renewable Power Generation, Vol. 3, Νο. 3, Sept. 2009, pp. 308-332;

[7] Alexandru Miron, Marian Dragomir, Răzvan Beniugă, Crenguţa Bobric, Cezar Popa, “The Use Of

Wap Applications To Prevent Large Blackouts In The North East Romanian Power Grid”,

Buletinul AGIR (CNCSIS – B+), anul XVII, No.2, apr.-iun. 2012, ISSN - L 1224-7928, ISSN

(online) 2247-3548, pp.497-502;

[8] Răzvan Beniugă, “Specific requirements for grid connection of wind farms in context of

sustainable development”, 16th International Student Conference on Electrical Engineering, ISBN

978-80-01-05043-9, Praga, Republica Cehă, 17 Mai 2012;

[9] Răzvan Beniugă, “Studiul comportamentului unei turbine eoliene echipată cu generator de tip

DFIG după producerea unui defect în reţea”, Workshop Tendinţe şi cerinţe de interdisciplinaritate

în cercetare, Iaşi, România, 25 ian. 2013, ISBN 978-973-621-408-0, pp. 21-30;

[10] Răzvan Beniugă, Marcel Istrate, “Voltage Recovery of DFIG Wind Turbines After a Grid Fault”,

Proceedings of International Conference and Exposition on Electrical and Power Engineering EPE

2012, ISBN 978-1-4673-5001-3, pp. 904–908, October 2012;

[11] Milton K. Das, S. Chowdhury, S. P. Chowdhury, “Protection and voltage control of DFIG wind

turbines during grid faults”, Proceedings of 10th IET International Conference on Developments in

Power System Protection (DPSP 2010). Managing the Change, April 2010, pp. 1-4;

[12] M. Rodriguez, G. Abad, I. Sarasola, A. Gilabert, “Crowbar Control Algorithms for Doubly Fed

Induction Generator During Voltage Dips”, EPE 2005 Dresden, pages 1-10, 2005;

[13] V. Akhmatov, “Variable-speed wind turbines with doubly fed induction generators, part ii: Power

system stability”, Wind Engineering, vol. 26, no. 3, pp. 171 – 188, 2002;

40

[14] Dragomir Marian, Machidon Dragoş, Beniugă Răzvan, “One-end Data Fault Location Algorithm

for Transmission Grids”, Acta Electrotehnica, Vol. 54, No. 5, 2013, “Modern Power Systems MPS

2013”, revistă BDI categoria B+, ISSN 1841-3323, pp.175-178, 28-31 Mai 2013, Cluj-Napoca,

România;

[15] Marian Dragomir, Marcel Istrate, Răzvan Beniugă, Dragoş Machidon “Assessment Of Two End

Data Fault Location Algorithms For Transmission Grids”,, Buletinul AGIR (CNCSIS – B+), anul

XVII, nr.2, aprilie-iunie 2012, ISSN-L1224-7928, ISSN (online) 2247-3548, pp.435-438;

[16] Răzvan Beniugă, Marcel Istrate, ”DFIG Wind Turbine Dynamic under the stress of Power System

Faults”, Buletinul AGIR (CNCSIS – B+), anul XVII, nr.2, aprilie-iunie 2012, ISSN - L 1224-7928,

ISSN (online) 2247-3548, pp.429-434;

[17] M. B. C. Salles, K. Hameyer, J. R. Cardoso, A. P. Grilo, C. Rahmann “Crowbar System in Doubly

Fed Induction Wind Generators”, Energies 2010, 3, ISSN 1996-1073, pp. 738-753;

[18] Kenneth E. Okedu, „Stability Enhancement of DFIG-based Variable Speed Wind Turbine with a

Crowbar by FACTS Device as Per Grid Requirement”, International Journal Of Renewable Energy

Research, Vol.2, No.3, 2012, pp. 431-439;

[19] S. Seman, J. Niiranen, A. Arkkio, “Ride-through analysis of doubly fed induction wind-power

generator under unsymmetrical network disturbance”, IEEE Transaction on Power Systems, vol.

21, no. 4, pp. 1782 – 1789, Nov. 2006;

[20] F. Koch, F. Shewarega, I. Erlich, “Alternative models of the doubly-fed induction machine of power

system dynamic analysis”, in Proceedings of International Conference on New and Renewable

Energy Technologies for Sustainable Development, Evora, Portugal, June-July 2004;

[21] Kadam D.P. , Dr. Kushare B.E., „Converter Protection Scheme for Doubly-Fed Induction

Generators during Disturbances”, International Journal of Computer Science and Network

(IJCSN), Volume 1, Issue 2, April 2012 www.ijcsn.org ISSN 2277-5420;

[22] A. A. El-Sattar, N. H. Saad, M. Z. Shams El-Dein, “Dynamic response of doubly fed induction

generator variable speed wind turbine under fault”, Electric Power Systems Reasearch 78, 2008,

pp. 1240-1246;

[23] Răzvan Beniugă, Ioan Viorel Banu, Marcel Istrate, “Behavior of Doubly-Fed Induction Generator

Wind Turbines with Crowbar System during Grid Faults”, Acta Electrotehnica, Volumul 54,

Numărul 5, 2013, “Modern Power Systems MPS 2013”, revistă BDI categoria B+, ISSN 1841-

3323, pp.59-63, 28-31 Mai 2013, Cluj-Napoca, România;

[24] www.mathworks.com, “Help – Wind Farm – DFIG Model”, 2012.

CERCETĂRI PRIVIND INTEGRAREA SURSELOR EOLIENE ÎN … · proiect strategic care are ca obiectiv...

Documents

Transcript of CERCETĂRI PRIVIND INTEGRAREA SURSELOR EOLIENE ÎN … · proiect strategic care are ca obiectiv...