3. Surse fotovoltaice şi sisteme hibride de generare de energie

3.1. Introducere

În ultimii ani, în contextul epuizării surselor convenţionale de energie care în cea mai mare parte sunt şi poluante, cercetările în domeniul energiei fotovoltaice sunt de mare interes pe plan internaţional dar şi pe plan naţional, dovadă fiind şi ultima conferinţă naţională privind Sursele Noi şi Regenerabile de Energie (CNSNRE 2007) care a avut loc în luna Noiembrie 2007 la Academia Romană. Energia fotovoltaică este una dintre cele mai promiţătoare surse de energie. Dacă la început panourile solare erau folosite cu precadere pentru alimentarea cu energie electrică a diferitelor aplicaţii independente cum ar fi case din zone izolate, autovehicule electrice sau alte aplicaţii unde alimentarea cu energie electrică din alte surse era imposibilă, astăzi se pune tot mai mare accent pe utilizarea celulelor fotovoltaice pentru a genera electricitate în aşa numitele Reţele Distribuite Hibride Inteligente de Energie. O reţea hibridă de putere este o reţea electrică în care se combină diverse surse de energii regenerabile (şi/sau energii clasice), care generează energie electrică pe o reţea izolată (micro-reţea), ce poate avea posibilitatea conectării la o reţea publică. Tehnologia sistemelor hibride este o nouă apropiere către electrificarea descentralizată. Astfel, în zilele noastre, energia solară este considerată ca fiind o resursă reală de energie alternativă care poate fi folosită la producerea de energie electrică.

Măsura cantităţii şi calităţii energiei solare captate depinde de locul unde este implementat sistemul fotovoltaic. Există multe programe pe glob care au implementat sisteme cu energie fotovoltaică, iar dintre aceste programe vom menţiona câteva care sunt conectate la reţeaua de electricitate.

o Astfel, în SUA, Departamentul de Energie a monitorizat consumurile casnice într-unul

dintre programele sale de cercetare. În acest mod au evaluat şi furnizat informaţii cu privire la sistemele fotovoltaice din zonele rezidenţiale; au construit şi monitorizat sisteme PV care alimentează locuinţe şi au analizat impactul lor asupra reţelei de distribuţie la care au fost conectate. Acest program a fost urmat de un altul numit „Solar 2000”, program care are ca scop dezvoltarea de sisteme fotovoltaice competitive din punct de vedere tehnic şi economic, astfel încât să se ajungă ca în anul 2030 SUA să dispună de o putere instalată de 50000 MW din surse PV [3.1]. În anul 2006 SUA dispunea de o putere instalată din PV de 370 MW [3.2].

o În Japonia sistemele fotovoltaice conectate la reţea au cunoscut o dezvoltare importantă în

anul 2001 când s-au dezvoltat proiecte semnificative ajungându-se în acea perioadă la o putere instalată de aproximativ 120 MW [3.1]. În anul 2005 puterea instalată din surse PV în Japonia totaliza aproximativ 870 MW [3.2].

o În Austria a fost realizat un program de alimentare cu energie fotovoltaică în zone

rezidenţiale cu o putere instalată de 200 kW. Panourile PV au fost instalate pe acoperişurile caselor şi au fost conectate la reţeaua de distribuţie. Au fost acordate finanţări neramursabile

care să stimuleze dezvoltarea acestui sistem pentru puteri de până la 3,6 kW pentru fiecare locuinţă. Programul a fost monitorizat îndeaproape în vederea studierii fezabilităţii sistemului de generare descentralizat [3.1]. În anul 2006 puterea instalată a industriei PV în Austria totaliza 19 MW [3.2].

o Numeroase asemenea programe au fost realizate şi în India unde un număr mare de sate au

fost alimentate cu energie electrică producă de sisteme fotovoltaice [3.1].o De asemenea în Australia au fost dezvoltate sisteme PV conectate la reţea, cu o putere

instalată care în anul 2004 ajungea la aproximativ 52 MW. Se aşteaptă ca pana în 2010 puterea instalată a industriei PV să ajungă la 350 MW [3.2].

Sistemele de energie fotovoltaică conectate la reţea există în numeroase ţări de pe glob, însă acest tip de producere de energie electrică este încă în curs de cercetare la nivel mondial. Prin cercetările în desfăşurare se încearcă găsirea soluţiei optime de interconectare cu reţeaua, soluţie care să fie avantajoasă atât din punct de vedere tehnic cât şi economic. Pe măsură ce descoperirile şi inovaţiile în domeniu vor avansa, se va reduce şi costul implementării acestui tip de energie care în viitor va avea o mare importanţă ca sursă alternativă de electricitate.

În România, deşi există studii în legătură cu sistemele PV încă din anii `80 [42], putem spune că programele de implementare a acestor sisteme cât şi cercetările în domeniu sunt încă de mică amploare, având în vedere complexitatea domeniului şi cercetările la nivel mondial. Dar se poate observa o dezvoltare continuă şi susţinută în acest sector de cercetare, fapt dovedit la conferinţa naţională privind sursele regenerabile de energie CNSNRE 2007 de la Bucureşti.

3.2. Sursele fotovoltaice

Condiţiile de funcţionare a PV-urilor sunt foarte diverse. Din acest motiv rezultă o mare arie de cercetare în ceea ce priveşte controlul sistemului fotovoltaic şi a echipamentelor şi metodelor de conectare cu reţelele electrice inteligente autonome sau conectate la reţeaua publică.

Înţelegerea comportamentului unei surse electrice fotovoltaice este necesar pentru a determina mărimea PV-ului sau pentru a studia şi optimiza echipamentele de conectare cu reţeaua. Plasarea modulelor fotovoltaice într-un mod optim este o măsură foarte importantă care trebuie luată pentru a maximiza producţia de energie a unei instalaţii PV. Umbra poate fi rareori evitată complect, în special în mediile urbane. La latitudini mari soarele este adesea aproape de orizont, motiv pentru care problemele legate de umbra devin mai severe decât la latitudini mici. De aceea, în special pentru zonele aflate la o latitudine mai mare şi situate în locaţii urbane, trebuie ales un sistem cât mai tolerant la umbră. Mai mult, direcţia sud/nord (azimuth) şi unghiul de înclinare trebuie luate în consideraţie. Orice umbrire a panoului va duce la reducerea considerabilă a producţiei de energie, chiar şi atunci când doar o parte a panoului este umbrită [3.3].

Interconectarea PV-urilor care au caracteristici curent-tensiune variabile va duce la o performanţă mai scăzută decât performanţă care s-ar obţine în cazul utilizării individuale a modulelor. La conectarea în serie, curentul care circulă prin celula cea mai puţin productivă va limita puterea întregului modul. Problema devine mai serioasă în cazul în care modulele au mărimi

diferite. Acest lucru poate fi rezultatul unei expuneri neuniforme la iluminare a modulelor individuale, de exemplu în cazul modulelor orientate în mod diferit sau în cazul umbrei neuniforme asupra modulului. Funcţionarea necorespunzătoare este mult mai des întâlnită în cazul sistemelor mari, pentru ca modulele individuale pot fi orientate diferit sau pot avea grade diferite de umbrire şi de temperatură [3.3].

Având în vedere că reproducerea condiţiilor naturale de operare ale unui modul fotovoltaic este foarte greu de realizat, simulările pot fi folosite pentru determinarea caracteristicilor electrice, în acest fel realizându-se o mai bună înţelegere a fenomenelor.

Circuitul echivalent al unui PV este alcătuit din patru componente: o sursă de curent, o diodă în paralel cu sursa de curent, un rezistor în serie şi o rezistenţă în paralel cu sursa de curent şi diodă. Circuitului descris mai sus îi este ataşată o serie de ecuaţii matematice care reprezintă modelul PV-ului. Cele mai importante caracteristici ale unui PV sunt caracteristica curent-tensiune şi caracteristica putere-tensiune.

Fig. 3.1. Caracteristica tipică I-V şi P-V

Atunci când celulele fotovoltaice sunt conectate în paralel, tensiunea totală este tensiunea unei celule iar curentul generat este suma curenţilor generaţi de fiecare celulă în parte. Pe de altă parte, atunci când celulele fotovoltaice sunt conectate în serie, acelaşi curent curge prin fiecare celulă fotovoltaică iar tensiunea totală este suma tensiunilor fiecărei celule. Tensiunea fiecărei celule este determinată în funcţie de curentul generat, curent care depinde de condiţiile de generare. De aceea, nu se obţine tensiunea optimă pentru fiecare celulă. Celulele fotovoltaice sunt adesea conectate în diferite forme (serie/paralel) pentru a produce tensiunea şi curentul dorit. Pentru protejarea panourilor, în practică se introduc diode. Aceste diode conectate în serie cu celulele fotovoltaice vor realiza o funcţie de blocare, împiedicând curgerea inversă de curent. În cazul în care o parte din panou devine foarte umbrită, sau dacă se produce un scurtcircuit, dioda de blocare previne ca celelalte celule să piardă curentul prin interiorul celulelor distruse. La conectarea în paralel a acestor diode, acestea realizează o funcţie de ocolire şi se va realiza trecerea curentului împrejurul unei zone umbrite a modulului. Configuraţia, inclusiv aranjamentul fizic, vor avea un impact foarte important asupra performanţei sistemului. Pentru a minimiza pierderile de putere şi pentru a preveni

distrugerea celulelor fotovoltaice conectate în serie datorată efectului umbrei, vom folosi diode de ocolire pentru un grup de celule. Aceste diode vor forţa curentul să ocolească celulele umbrite şi în acest fel se vor reduce pierderile de tensiune ale modulului. Atunci când modulul devine umbrit, dioda lui de ocolire devine polarizată direct şi intră în conducţie. Toţi curenţii mai mari decât curenţii celulelor umbrite sunt redirecţionaţi prin diodă, astfel reducându-se semnificativ cantitatea de căldură în celulele din zona umbrită. Însă, bineînţeles că se pierde şi energia din celulele eliminate de diodă [3.3].

3.3. Extragerea puterii maxime de la PV

Relaţia dintre curentul şi tensiunea unui PV variază pe durata unei zile în funcţie de condiţiile de mediu. Pentru a găsi punctele de putere maximă MPP (pe care o poate genera PV-ul) de pe caracteristica curent-tensiune (I-V) cât mai aproape de valorile reale este foarte important să se aleagă caracteristica I-V curent-tensiune a panoului solar în concordanţă cu caracteristica I-V curent tensiune a sarcinii. O abordare generală pentru controlul reacţiei puterii este măsurarea şi maximizarea puterii aplicate la bornele sarcinii, şi ia în considerare că puterea maximă a PV-ului este egală cu puterea maximă a sarcinii. Această metodă, numită şi metoda conectării directe, este aplicabilă în cazul conectării directe a sarcinii la PV şi în acest fel se maximizează de fapt puterea aplicată sarcinii şi nu puterea maximă pe care o debitează PV-ul. Metoda cuplării directe nu poate extrage automat puterea maximă a modulului când condiţiile de temperatură şi iradiaţie se schimbă. De aceea parametrii sarcinii şi ai PV-ului trebuie atent selectaţi [3.3].

Pentru că puterea generată de PV depinde de nivelul de iradiere şi temperatură, o problema majoră care trebuie depăşită la conectarea acestuia cu reţeaua de electricitate este extragerea puterii maxime disponibile, la modificarea condiţiilor de mediu în care operează acesta. În acest sens este implementat aşa numitul Maximum Power Point Tracker (MPPT) care este un dispozitiv de urmărire şi extragere a puterii maxime a PV-ului. Acest dispozitiv este un convertor CC-CC inserat între PV şi sarcina electrică a acestuia. Acest convertor este controlat după diferite tipuri de algoritmi, încercându-se găsirea celor mai eficiente soluţii pentru extragerea puterii maxime. Printre aceste tipuri de algoritmi amintim: algoritmul tensiune şi curent constant, algoritmul celulei pilot, algoritmurile bazate pe modele MPPT, algoritmul perturbaţie şi observaţie, algoritmul conductanţei incrementale, algoritmul capacitanţei parazitice, algoritmul injectării de oscilaţii corectoare, etc. Astfel, dacă este aplicat cum trebuie, controlul extragerii de putere maximă poate preveni scăderea tensiunii PV-ului atunci când puterea sarcinii creste în mod excesiv. Pentru un sistem fără MPPT tensiunea va tinde foarte repede spre zero. Acest fenomen poate fi înţeles cu uşurinţă din studierea caracteristicii curent tensiune a PV-ului. Un sistem ce conţine un MPPT (maximum power point tracker) evită căderea tensiunii prin menţinerea punctului de operare al PV-ului în punctul de putere maximă (MPP). Funcţia de MPPT poate fi îndeplinită şi de invertorul CC-CA prin controlul acestuia după un algoritm anume [3.3].

3.4. Convertirea tensiunii continue a PV-ului în tensiune alternativă şi transferul puterii în reţeaua electrică

Tot în vederea conectării cu reţeaua de electricitate este necesar un invertor de putere care să convertească tensiunea de curent continuu a PV-ului în tensiune alternativă cu frecvenţa de 50 de Hz. Cerinţele tipice ale acestor invertoare sunt: eficienţa ridicată, extragere foarte precisă a punctului de putere maximă în cazul când invertorul realizează şi funcţia de MPPT, calitate ridicată a puterii livrate reţelei. În general se folosesc invertoare cu MOS-FET-uri sau IGBT-uri, în configuraţie de punte complectă sau înjumătăţită, monofazate sau trifazate. Datorită faptului că sunt mai complexe în ceea ce priveşte construcţia decât invertoarele folosite ca drivere, invertoarele folosite în sistemele fotovoltaice sunt mai scumpe (aprox. 400-500 euro/kW) [3.5].

Forma sinusoidală a tensiunii produse de invertor poate fi obţinută prin mai multe tehnici printre care şi tehnica modularii în lăţime a impulsurilor (PWM) [3.4].

Conexiunea invertorului cu reţeaua implică introducerea unor filtre în circuit şi anume filtrul de intrare în invertor şi filtrul de ieşire din invertor (Fig. 3.2). Efectul condiţiilor de mediu asupra parametrilor energiei produse de PV constă în fluctuaţii ale valorii curentului şi tensiunii. De aceea este necesară introducerea unui filtru la intrarea în invertor pentru a fixa valoarea tensiunii de curent continuu a invertorului la valoare bine definită. Exista mai multe topologii de filtre, însă luând în considerare aspectele economice este clar că utilizarea unui condensator pe post de filtru (filtru C) s-a dovedit a fi o soluţie optimă. Valoarea capacităţii condensatorului trebuie să fie suficient de mare pentru a forţa tensiunea la intrarea invertorului să se stabilizeze la valoarea dorită [3.4], [3.5].

Datorita fluctuaţiilor rapide ale tensiunii şi curentului la funcţionarea invertorului este necesară introducerea unui filtru la ieşirea lui, cu atât mai mult cu cât echipamentele electronice sunt o sursă de Interferenţă Electromagnetică (EMI). Există reglementări care stabilesc limita de Interferenţă Electromagnetică a echipamentelor electrice şi electronice. Filtrul de la ieşirea invertorului poate avea diferite topologii şi are rolul de a diminua armonicile de frecvenţă înaltă (de tensiune şi de curent) din componenta tensiunii de la ieşirea acestuia [3.4], [3.5].

Dacă tensiunea produsă de invertor nu are amplitudinea necesară conectării cu reţeaua, se impune folosirea unui transformator ridicător de tensiune (Fig. 3.2) [3.5]. Acest transformator are şi rolul de a izola galvanic sursa fotovoltaică de reţeaua electrică la care este conectat, având dezavantajul că este voluminos.

În ultima vreme se folosesc tot mai des topologii fără transformatoare de tensiune (Fig. 3.3, Fig. 3.4). PV-urile se vor conecta în aşa fel încât tensiunea continuă produsă de acestea sa aibă o valoare care să permită conectarea invertoarelor direct la reţea. Aceste topologii au o eficienţă mai ridicată (~98 %) decât cele cu transformator, au un design compact şi sunt mai sigure în funcţionare [3.5].

În cazul în care tensiunea continuă produsă de sursa fotovoltaică nu este suficient de mare, în vederea evitării folosirii unui transformator pe partea de tensiune alternativă, se va introduce un convertor CC-CC ridicător de tensiune (boost converter) (Fig. 3.5). Acest convertor poate fi folosit şi ca MPPT. În funcţie de factorul de amplificare al convertorului şi criteriul de optimizare se disting mai multe tipuri de convertoare ridicătoare de tensiune cum ar fi: convertor cc-cc izolat în

punte complectă ridicător de tensiune (Full bridge isolated cc-cc boost converter) (Fig. 3.10), convertor ridicător de tensiune în montaj echilibrat cu o singură bobină (Single inductor boost push-pull converter (SIC)) (Fig. 3.11), convertor ridicător de tensiune în montaj echilibrat cu două bobine (Double inductor boost push-pull converter (DIC)) (Fig. 3.11) [3.5].

În unele ţări chiar dacă un convertor ridicător de tensiune CC-CC ar fi suficient pentru conectarea la reţea, se impune prin standarde izolarea galvanică a sursei fotovoltaice de reţeaua electrică. Izolarea poate fi pe partea de frecvenţă înaltă (Fig. 3.6, 3.7) sau pe partea de frecventa joasă (50 Hz) (Fig. 3.9). Transformatoarele de tensiune la înaltă frecvenţă vor duce la un design mai compact dar în acelaşi timp complex [3.5].

Avantajele convertoarelor cc-cc izolate în punte complectă ridicătoare de tensiune (Full bridge isolated cc-cc boost converter) (Fig. 3.11) sunt: o bună utilizare a transformatorului-magnetizare bipolară a miezului, performanţe bune în cazul controlului programat al curentului. Au însă dezavantajul că necesită un număr mare de componente la construcţie. Avantajele convertoarelor ridicătoare de tensiune în montaj echilibrat cu o singură bobină (Single inductor boost push-pull converter (SIC)) (Fig. 3.11) sunt: eficienţă ridicată, o bună utilizare a transformatorului, curent de intrare neted. Desigur are şi dezavantaje: tensiune de blocare ridicată pentru comutatoare, construcţie dificilă a transformatorului. Avantajele în plus ale convertoarelor ridicătoare de tensiune în montaj echilibrat cu două bobine (Double inductor boost push-pull converter (DIC)) (Fig. 3.12) fată de (SIC) sunt: construcţie uşoară a transformatorului, riplu scăzut al curentului de intrare, tensiune scăzută asupra comutatoarelor, frecvenţă mai mică a bobinelor. Dezavantajul este că se folosesc două bobine de intrare. În Fig. 3.13, 3.14 sunt prezentate două topologii trifazate de convertoare [3.5].

Există trei tipuri de conexiune a sistemelor fotovoltaice cu reţeaua prin intermediul invertoarelor. Astfel, avem sisteme cu invertor central (a), sisteme cu invertor pe fiecare şir de module (b) şi sisteme cu invertor pe fiecare modul în parte (c) după cum se poate vedea în Fig. 3.9 [3.5].

Fig. 3.2. Topologie PV cu filtru de intrare/ieşire

Fig. 3.3. Topologie PV fără trafo de tensiune

Fig. 3.4. Topologie PV-uri cascadate fără transformator de tensiune

Fig. 3.5. Topologie de PV cu un convertor ridicător de tensiune

Fig. 3.6. Topologie PV cu izolare pe partea de frecvenţă înaltă

Fig. 3.7. Topologie PV cu izolare pe partea de frecvenţă înaltă

Fig. 3.8. Topologie PV cu izolare pe partea de frecvenţă joasă (50 Hz)

Sistemele cu invertor central se folosesc pentru puteri cuprinse între 10 kW şi 250 kW şi constau în folosirea unui singur invertor trifazat pentru cuplarea mai multor şiruri de module conectate în paralel. Aceste sisteme au o eficienţă ridicată, cost redus şi siguranţă ridicată în funcţionare dar nu reuşesc să extragă punctul de putere maximă optim. În general acest tip de sistem se foloseşte în cazul centralelor electrice cu sursă fotovoltaică [3.5].

Fig. 3.9. Tipuri de conexiune a sistemelor PV la reţea

Fig. 3.10. Convertor cc-cc izolat în punte complectă ridicător de tensiune

Fig. 3.11. Convertor ridicător de tensiune în montaj echilibrat cu o singură bobină

Fig. 3.12. Convertor ridicător de tensiune în montaj echilibrat cu două bobine

Fig. 3.13. Topologie trifazată de PV

Fig. 3.14. Topologie trifazată de PV

Sistemele cu invertor pe fiecare şir de module se utilizează în general la puteri cuprinse între 1,5 kW si 5 kW în aplicaţiile rezidenţiale. Fiecare şir de module are propriul invertor, în acest fel realizându-se o mai bună extragere a punctului de putere maximă. Şirurile de module pot avea orientare diferită în acest fel obţinându-se un randament mai bun. Pentru puteri mai mari de 5 kW se vor folosi invertoare trifazate [3.5].

Sistemele cu invertor pe fiecare modul în parte se folosesc la puteri cuprinse între 50-180 W şi permit extragerea punctului de putere maximă optimal. Au însă dezavantajul unei eficiente mai scăzute, întreţinere dificilă şi un cost mai mare/kWp [3.5].

Există tendinţe de dezvoltare în ceea ce priveşte mini-invertoarele de eficienţă ridicată cu puteri de 8-15 kW folosite pentru configuraţiile modulare [3.5].

3.5. Soluţii de control al transferului de putere de la PV către reţeaua electrică

Pentru controlul parametrilor energiei debitate de invertor este necesar un circuit de control care comandă invertorul în aşa fel încât parametrii energiei debitate de acesta să urmărească parametrii energiei reţelei la care se conectează.

Circuitul de control poate fi implementat analogic, acest tip de implementare având avantajul unei lăţimi de bandă ridicate şi a unei rezoluţii ridicate, dar are şi dezavantajul unei funcţionări a componentelor sale într-un domeniu destul de larg de abateri de la funcţionarea optimă. De asemenea acest tip de control are o implementare hardware destul de complexă, motiv pentru care putem spune că nu este flexibil. Componentele unui controller analogic sunt influenţate de variaţiile de temperatură şi mediu, acesta fiind un alt dezavantaj major. Un alt inconvenient este că atunci când se aleg componentele electronice pentru implementarea hardware a controller-ului analogic este imposibil să se găsească două componente care sa aibă caracteristici identice, apărând necesitatea echilibrării diferitelor topologii. Ca şi dezavantaj major poate fi enunţat faptul că atunci când se doreşte modificarea sistemului trebuie înlocuite componentele electronice. Aranjamentul componentelor pe placa este un alt aspect care poate fi considerat dezavantaj, deoarece este dificil câteodată sau putem spune chiar aproape imposibil să implementam anumite topologii de funcţii [3.3].

Utilizarea controlului digital prin utilizarea DSP-urilor (Digital Signal Processor) este un exemplu foarte bun care evidenţiază avantajele pe care le aduce progresul tehnologic. Primul mare avantaj care apare la înlocuirea controlului analogic cu cel digital este faptul că se înlocuieşte partea hardware cu software. În acest fel se ajunge la un sistem mult mai flexibil decât cel analogic, întrucât se pot implementa software orice funcţii sunt necesare. Un controller pentru procesarea digitală a semnalului (DSP) este format dintr-un nucleu matematic, memorie şi un set de circuite periferice. Folosind un set de circuite periferice adecvate se poate obţine o configuraţie unitară cu un număr minim sau chiar fără componente de interfaţă. Procesoarele digitale de semnal care există astăzi şi care au fost create pentru controlul maşinilor electrice, se pot folosi de asemenea pentru aplicaţiile specifice energiei regenerabile inclusiv in cazul conversiei şi controlului energiei fotovoltaice. Noile tipuri de procesoare digitale de semnal au un cost scăzut şi particularităţi care permit implementarea unor tehnici de control foarte avansate şi sofisticate, tehnici care sunt cerute de conversia şi controlul diferitelor tipuri de energii regenerabile. Există multe alte avantaje care caracterizează procesoarele digitale de semnal. De exemplu aceste procesoare sunt mult mai puţin sensibile la diferenţele de temperatură şi mediu, decât componentele schemelor analogice, sunt foarte sigure in funcţionare şi pot fi programate software, însuşire care se traduce printr-o flexibilitate ridicată. Controllerele digitale sunt foarte precise şi au un comportament mult mai predictibil decât controllerele analogice. Controlul avansat este de asemenea posibil permiţând controlul non-liniar şi multi-variabil. Programatorii pot implementa bucle multiple precum şi multe alte funcţii avansate. În comparaţie cu implementarea analogică a controllerelor, se poate afirma că şi avantaj foarte important al controllerelor digitale faptul că nu necesită ajustări hardware, au

componente mai puţine, mai puţine efecte negative în ceea ce priveşte problemele de îmbătrânire. Folosind un controller digital, ajustarea parametrilor de control pentru adaptarea la medii electrice diferite este uşoară şi flexibilă. Alte avantaje ale DSP-urilor ar mai fi: control digital total, imunitate la interferenţe, siguranţă ridicată, un răspuns mult mai prompt în cazul perturbaţiilor, eficienţă ridicată. Mai mult sunt uşor de inclus alte funcţii ale sistemului cum ar fi încărcarea unor acumulatori, corecţia factorului de putere, compensarea puterii reactive, logica de control fuzzy, operarea în paralel. Comunicaţiile, achiziţiile de date şi afişajul, protecţia la suprasarcină a dispozitivelor, extragerea puterii maxime şi controlul de stare pot fi cu uşurinţă implementate [3.3], [3.5].

Odată cu îmbunătăţirea vitezei de execuţie a funcţiilor, controlul şi corecţia rapidă în vederea obţinerii parametrilor doriţi a dus la un sistem mult mai performant. Softul procesoarelor digitale de semnal permite automatizarea proceselor de testare, în acest fel reducându-se necesitatea unui număr mare de personal tehnic necesar implementării diferitelor aplicaţii. De asemenea software-ul poate fi cu uşurinţă modificat în vederea optimizării aplicaţiilor. Aplicaţiile căruia i se adresează un anumit echipament pot fi cu uşurinţă schimbate prin modificarea şi ajustarea software-ului evitându-se astfel modificarea pe partea hardware a echipamentelor. Acest lucru contribuie la creşterea flexibilităţii în realizarea aplicaţiilor într-un mod local (in-house design). Timpul de realizare este cu mult redus, din moment ce software-ul este mai uşor de revizuit decât hardware-ul. Aceeaşi placă cu microcontroller poate fi folosită la mai multe aplicaţii, acest fapt traducându-se din punct de vedere economic printr-o reducere a costurilor. Bineînţeles folosind tehnica de control digitală s-au adus îmbunătăţiri în ceea ce priveşte dimensiunile dispozitivelor, acestea devenind mai mici şi mai uşoare fapt care se reflectă într-un cost mai redus în ceea ce priveşte munca necesară construirii, materialele folosite şi bineînţeles transportul aplicaţiilor realizate. Bineînţeles că există şi dezavantaje ale controlului digital acestea incluzând lărgimi de bandă limitate, limitări în ceea ce priveşte conversia datelor, limitări în ceea ce priveşte performantele unităţii centrale de procesare (CPU) şi chiar dezavantaje în ce priveşte costurile în anumite uzuri. Trebuie menţionat totuşi că în ultima vreme costurile au devenit extrem de reduse iar odată cu dezvoltarea în domeniu, multe din dezavantaje dispar. Tehnologia procesoarelor digitale de semnal se dezvoltă foarte rapid ducând spre ieftinire şi îmbunătăţirea continuă a performanţelor [3.3].

În Fig. 3.15 este prezentată o schemă specifică de control a transferului de putere de la sursa de energie fotovoltaică la reţeaua electrică [3.5].

Fig. 3.15. Schema specifică de control al transferului de putere de la PV la reţeaua electrică

Există multe alte configuraţii de structuri de control prin care se implementează diferite funcţii cum ar fi extragerea punctului de putere maximă, sincronizarea cu reţeaua, detecţia şi protecţia împotriva fenomenului de insularizare. De asemenea pot fi implementate funcţii de control auxiliare: controlul reţelei, compensarea puterii reactive, monitorizarea staţiei electrice.

Printre strategiile de control ale convertoarelor CC-CC se număra controlul factorului de umplere (Fig. 3.16) şi controlul curentului (curentul de vârf) (Fig. 3.17) [3.5].

Fig. 3.16. Controlul factorului de umplere

Fig. 3.17. Controlul curentului

Controlul curentului prezintă anumite avantaje faţă de controlul factorului de umplere şi anume: o dinamică mai bună, o protecţie mai bună la supracurenţi, reducerea saturării transformatorului şi permite un design modular, dar are şi dezavantaje: sensibilitate la zgomot, instabilitate la factor de umplere mai mare de 50 %.

În Fig. 3.18 este prezentată o topologie de control cu convertor CC-CC (etaj dublu) a sistemului fotovoltaic conectat la reţea. Acest tip de topologie reprezintă o soluţie clasică folosită de industrie în momentul de fată şi are implementată funcţia de MPPT în convertorul ridicător de tensiune CC-CC. Ieşirea circuitului MPPT este funcţia factorului de umplere. Întrucât tensiunea continuă VDC

este controlată în invertorul CC-CA, orice schimbare a factorului de umplere va duce la schimbarea

tensiunii la ieşirea PV-ului, VPV, după ecuaţia: . Invertorul CC-CA este un invertor

tipic de tensiune controlat în curent, cu PWM unipolar şi controller de tensiune continuă. Prin reacţia pozitivă a puterii (PPV) se impune o comunicare între cele două etaje, fapt ce va duce la îmbunătăţirea funcţionarii MPPT [3.5].

Fig. 3.18. Topologie de control cu convertor cc-cc (etaj dublu) a sistemului PV conectat la reţeaua electrică

În Fig. 3.19 se prezintă o topologie de control fără convertor CC-CC (un singur etaj). În cazul acestor topologii – care devin tot mai folosite în ţări cu tensiune a reţelei mai scăzută (120V) cum este Japonia – circuitul de extragere a puterii maxime este implementat în invertorul CC-CA. Ieşirea MPPT este tensiunea continuă de referinţă. Ieşirea controller-ului de tensiune continuă este amplitudinea curentului de referinţă. Reacţia pozitivă a puterii (PPV) îmbunătăţeşte răspunsul dinamic atunci când MPPT operează la frecvenţă scăzută (1 Hz) [3.5].

Fig. 3.19. Topologie de control fără convertor cc-cc (un singur etaj) a sistemului PV conectat la reţea

În Fig. 3.20 este prezentat algoritmul de control dq al invertoarelor monofazate în punte complectă într-un singur etaj cu pulsuri PWM, folosind un filtru LCL şi transformator de tensiune pe partea de frecvenţă joasă pentru conexiunea la reţea. Prin crearea de componente ortogonale

virtuale de curent şi tensiune, sistemul bine cunoscut de control dq poate fi aplicat invertoarelor monofazate folosite în sistemele PV. Avantajul acestui tip de control este acela că bine cunoscutele regulatoare PI pot fi utilizate întrucât sunt folosite valori continue şi se obţine şi un control independent al puterii reactive [5].

Fig. 3.20. Algoritmul de control dq al invertoarelor monofazate comandate cu PWMFig. 3.21 prezintă schema de control p,q al invertoarelor în punte complectă într-un singur etaj

cu pulsuri PWM, folosind un filtru LCL şi transformator de tensiune pe partea de frecvenţă joasă pentru conexiunea la reţea.

Fig. 3.21. Controlul PQ al invertoarelor comandate cu PWM

3.6. Stocarea surplusului de energie

Pentru unele aplicaţii (în special în cazul aplicaţiilor fără conectare la reţea), în vederea acoperirii vârfurilor de sarcină, este necesară folosirea acumulatorilor pentru situaţiile când cererea de energie de la sarcină depăseste posibilităţile de producţie ale PV-ului. În cazul aplicaţiilor de putere mare,

aceştia vor ridica costurile şi vor îngusta aria de utilizare a sistemului [3.3]. În cazul utilizarii de acumulatori se complică structura sistemului PV, fiind necesare circuite suplimentare de control.

3.7. Probleme care apar la conectarea surselor fotovoltaice la reţeaua de electricitate

La interconectarea sistemelor fotovoltaice cu reţeaua de electricitate pot apărea diferite probleme ca:

- Deconectarea sistemului fotovoltaic dacă reţeaua de electricitate cade (probleme de insularizare);

- Calitatea energiei injectate în reţea;- Siguranţa funcţionarii sistemului de măsurare a transferului de putere;- Riscuri tehnice şi financiare.Iată câteva detalii cu privire la aceste probleme [3.8], [3.9], [3.10], [3.11]:

Probleme de insularizare

Insularizarea reprezintă operarea sistemului fotovoltaic în absenţa reţelei. Acest fenomen poate crea supracurenţi tranzitorii atunci când reţeaua este din nou conectată. Sisteme de protecţie sunt dezvoltate şi revizuite în vederea protejării reţelei şi a sistemului fotovoltaic de efectele acestui fenomen [3.7]. Standardul european IEC 61727 reglementează problemele de insularizare ale sistemelor fotovoltaice. În Germania există standarde suplimentare ca de exemplu standardul VDE 0126, care a dus la soluţii de implementare complexe şi scumpe. În SUA sunt consolidate standardele US UL1471 şi IEEE 1547. Standardul IEC 61727 încearcă să se impună ca standard mondial prin unificarea celorlalte standarde existente. Acest standard a fost recent aprobat şi se asteaptă publicarea lui în anul 2008.

Calitatea energiei injectate în reţea

Există norme care impun mai multe reguli în vederea asigurării unei calitati ridicate a energiei injectate în reţea. De exemplu, prin standardul european IEC 61727, US UL1471 american şi IEEE 1547 american se impune ca aceste sisteme fotovoltaice să asigure o compatibilitate, în ceea ce priveşte valoarea tensiunii, forma de undă şi frecvenţa, cu valorile parametrilor reţelei electrice [3.5]. Când sursa de putere sau sarcina conţin echipamente cu elemente semiconductoare, curenţi armonici vor circula în sistem. Aceste armonici pot cauza distrugerea sistemelor. Supradimensionarea surselor de putere, a transformatoarelor, a motoarelor, a cablurilor este necesară atunci când armonicile de ordin superior sunt semnificative în sistem. Armonicile de curent pot fi induse şi datorită sarcinilor nelineare. Aceste armonici duc la creşterea valorii medii a curentului de linie, astfel apărând pierderi suplimentare de putere în liniile de transport şi distribuţie şi în transformatoare. Având asemenea armonici pe liniile electrice, curentul de vârf poate creşte de

câteva ori, fapt ce poate duce la avarierea generatoarelor. În consecinţă se poate afirma că aceşti curenţi armonici au un efect negativ asupra reţelei de distribuţie şi transport şi asupra echipamentelor electrice. Pentru a evalua gradul de distorsiune datorată armonicilor, în ingineria electrică se foloseşte termenul de „distorsiune armonică totală”. Un alt aspect care ţine de calitatea energiei livrate se referă la defazajul dintre tensiune şi curent. Acest defazaj poate fi cauzat de prezenţa unor sarcini inductive sau capacitive. De exemplu, liniile electrice de transport si motoarele electrice pot fi echivalate cu sarcini inductive, care defazează curentul de linie cu un anumit unghi în urma tensiunii. Din această cauză se induce o putere reactivă, care nu este benefică şi care va încărca liniile electrice în timp ce puterea reală (activă) rămane aceeaşi. În acest mod curentul din liniile electrice va creşte şi odată cu acesta vor creşte şi pierderile în linii şi în transformatoare [3.1], [3.3], [3.4], [3.6], [3.7].

Siguranţa funcţionării sistemului de măsurare a transferului de putere

Se recomandă folosirea unui sistem de contorizare a puterii în două direcţii. Însă majoritatea ţărilor care deţin sisteme fotovoltaice au sisteme de conorizare într-o singură direcţie [3.4].

Riscuri tehnice şi financiare

Serviciile de electricitate prezintă propria lor repulsie la această tehnologie cu riscuri care nu au bază istorică pentru a putea fi cuantificate. Dintre aceste riscuri putem sublinia:

o Riscuri tehnice: există posibilitatea ca sistemul să nu opereze întocmai ca în specificaţii;

o Riscuri constructive: posibilitatea depăşirii bugetului, sau construcţia sistemului nu poate fi

realizată în termenele specificate;o Riscuri operaţionale: posibilitatea ca sistemul să se defecteze sau ca puterea să nu fie

disponibilă atunci când e cerută;o Limitări financiare: costuri destul de ridicate datorate în parte şi riscurilor descrise mai sus

[3.3], [3.4].

3.8. Avantajele surselor fotovoltaice conectate la reţeaua electrică

Sistemele de generare a energiei fotovoltaice conectate la reţea au câteva avantaje majore comparativ cu cele neconectate. Printre aceste avantaje se numără şi economia făcută în ceea ce priveşte costurile de cablaj, costurile cu acumulatorii, precum şi avantajul profitului obţinut din vânzarea de energie electrică către reţeaua de electricitate. Printre avantaje se mai pot enumăra:

Reducerea costurilor de producţie

Respectând normele standardelor cu privire la calitatea energiei livrate şi la modul de interconectare se elimină necesitatea ca cel care administrează reţeaua să vină cu reglementari suplimentare. Prin

utilizarea contorizării în două direcţii se elimină necesitatea procesării separate a datelor citite de pe contor cu privire la cantitatea de energie care este livrată către şi de la clienţi [3.1], [3.4].

Reducerea costurilor cu echipamentele

Invertoarele care respectă standardele în vigoare vor asigura protecţie în ceea ce priveşte siguranţa în funcţionare şi calitatea energiei generate, în acest fel eliminându-se necesitatea implementării de protecţii separate pe partea reţelei la care se face interconexiunea [3.1], [3.4].

Beneficii care ţin de generarea distribuită

Anumite studii au arătat că există un beneficiu economic măsurabil al generării distribuite, în ceea ce priveşte reducerea pierderilor de putere în liniile de transport şi distribuţie [3.1], [3.4].

Beneficii care ţin de mediul înconjurător

Electricitatea din surse fotovoltaice va reduce efectul poluării comparativ cu generatoarele convenţionale de energie electrică. Ţinând cont de efectul de seră, folosirea energiei electrice produsă de surse fotovoltaice reprezintă o soluţie de luat în seamă în ceea ce priveşte poluarea. Sistemele fotovoltaice conectate la reţeaua de electricitate vor duce la reducerea consumului resurselor naturale epuizabile [3.1], [3.4].

3.9. Referinţe bibliografice

[3.1]. M. Faizal, “Grid-connected photovoltaic system”, University of Queensland, May 2003.

[3.2]. “Australia-National Status Report”, http://www.iea-pvps.org/.

[3.3]. N. Pongratananukul, “Analysis and Simulation Tools for Solar Array”, University of Central Florida, 2005.

[3.4]. Bouna Ould Zeidane, “Contribution to the Study of Grid Connected Photovoltaic System”, Universite de Batna, 2003.

[3.5]. Remus Teodorescu, Marco Liserre, Pedro Rodriguez, “Industrial/PhD Course in Power Electronics for Renewable Energy Systems-in theory and practice”, Aalborg University, Institute of Energy Technology, 2007.

[3.6]. Eduardo I. O. Rivera, “Modeling and Analisys of Solar Distributed Generation”, Michigan State University, 2006.

[3.7]. Ramachandran T. Mahadeva, “Islanding Issues Associated with Photovoltaic Inverters”, University of Madras, 2003.

[3.8]. ***IEEE Std 929-2000 – IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems,2000, ISBN 0-7381-1934-2.

[3.9]. ***IEC 61727 CDV Ed.2 – Characteristics of the Utility Interface for Photovoltaic (PV) Systems, 2002.

[3.10]. ***IEEE Std 1547 – IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems,2003, ISBN 0-7381-3720-0.

[3.11]. ***EN 50330-1 – Utility Interactive Faile Save Protective Interface for PV-Line Commutated Converters, Copyright OVE/ON, 1999.

[3.12]. „Evaluation of Islanding Detection Methods for Photovoltaic Utility Interactive Power Systems - Task V”, Report IEA-PVPS T5-09: 2002 March 2002, www.iea.org.

[3.13]. G.A.Smith, A.Onions and D.G. Infield, „Predicting islanding operation of grid connected PV inverters”, IEE Proc.-Electr. Power Appl., Vol. 147, No. 1. January 2000.

[3.14]. Asiminoaie L.,Teodorescu,R., Blaabjerg,F., Borup,U. – “A Digital Controlled PV-Inverter with Grid Impedance Estimation for ENS Detection” IEEE Trans. on PE 2005.

[3.15]. N.D. Kaushika and N.K. Gautam, “Energy yield simulations of interconnected solar PV arrays”, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol.18, No. 1, Mar 2003.

[3.16]. J.A. Gow and C.D. Manning, “Development of a photovoltaic array model for use in power-electronics simulation studies”, IEE Proceedings of Electric Power Applications, Vol. 146, No. 2, March 1999.

[3.17]. V. Quaschning, R. Piske, and R. Hanitsch, “Cost Effectiveness of Shadow Tolerant Photovoltaic Systems”, EuroSun’96.

[3.18]. V. Quaschning and R. Hanitsch, “Increased energy yield of 50% at flat roof and field installations with optimized module structures,” 2nd World Conference and Exhibition on Photovoltaic Solar Energy Conversion, Vienna, Austria, 6-10 July 1998.

[3.19]. W. Herrmann, W. Wiesner, and W. Vaassen, “Hot spot investigations on PV modules-new concepts for a test standard and consequences for module design with respect to bypass diodes”, in Photovoltaic Specialists Conference, 1997, Conference Record of the Twenty-Sixth IEEE, 29 Sept.-3 Oct. 1997.

[3.20]. A.K. Sharma, R. Dwivedi, S.K. Srivastava, “Performance Analysis of a Solar Array Under Shadow Condition”, IEE Proceedings-G, Vol 138.

[3.21]. V. Quaschning and R. Hanitsch, “Influence of shading on electrical parameters of solar cells”, in Photovoltaic Specialists Conference, 1996, Conference Record of the Twenty-Fifth IEEE, 13-17 May.

[3.22]. K.Y. Khouzam, „Optimum load matching in direct-coupled photovoltaic power systems-application to resistive loads”, IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 5, no. 2, June 1990.

[3.23]. J. H. R. Enslin, et al., “Integrated photovoltaic maximum power point tracking converter”, IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol. 44, no. 6, Dec. 1997.

[3.24]. T. Noguchi, S. Togashi, and R. Nakamoto, “Short-current pulse-based maximumpower-point tracking method for multiple photovoltaic-and-converter module system”, IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol. 49, no. 1, Feb. 2002.

[3.25]. K. Hussein, “Maximum photovoltaic power tracking: an algorithm for rapidly changing atmospheric conditions”, IEE Proceedings of Generation, Transmission and Distribution, vol. 142, no. 1, Jan. 1995.

[3.26]. A. Brambilla, et al., “New approach to photovoltaic arrays maximum power point tracking”, in IEEE Power Electronics Specialists Conference, 1999.

[3.27]. C. W. Deisch, “Simple switching control method changes power converter into a current source”, in IEEE Power Electronics Specialists Conference 1978.

[3.28]. K. Siri and K.A. Conner, “Parallel-connected converters with maximum power tracking”, in IEEE Applied Power Electronics Conference and Exposition (APEC), 2002, vol. 1, Mar. 2002.

[3.29]. K. Siri, “Study of system instability in solar-array-based power systems”, IEEE Transactions on Aerospace and Electronic Systems, vol. 36, no. 3, July 2000.

[3.30]. D. Detjen, S. Schroder and R.W. De Doncker, “Embedding DSP control algorithms in PSpice”, IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 18, no. 1, Jan. 2003.

[3.31]. J. T. Tou. „Digital and sampled-data control systems”. New York, McGraw-Hill, 1959.

[3.32]. H. Jin, “Behavior-mode simulation of power electronic circuits”, IEEE Transactions on Power Electronics, vol.12, no. 3, May 1997.

[3.33]. A. Prodic and D. Maksimovic, “Mixed-signal simulation of digitally controlled switching converters”, in IEEE Workshop on Computers in Power Electronics, 2002.

[3.34]. P. G. Jespers, „Integrated converters: D to A and A to D architectures, analysis and simulation”, New York: Oxford University Press, 2001.

[3.35]. Tom Markvart and Luis Castafier, „Practical Handbook of Photovoltaics: Fundamentals and Applications”.

[3.36]. X. Wang, M. Kazerani, “A modular photovoltaic grid-connected inverter based on phase-shift-carrier techniques”, IEEE 37th Industry Applications Conference, Vol. 4, October, 2002.

[3.37]. Y.C. Kuo, T.J. Liang, J.F. Chen, “Novel maximum power point tracking controller for photovoltaic energy conversion system”, IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 48, No. 3, June 2001.

[3.38]. C. Rodriguez, G.A.J. Amaratunga, “Dynamic stability of grid-connected photovoltaic systems”, IEEE Power Engineering Society General Meeting, June 2004.

[3.39]. D.C. Martins, R. Demonti, “Interconnection of a photovoltaic panels array to a single-phase utility line form a static conversion system”, IEEE Power Electronics Specialists Conference, Vol. 3, June 2000.

[3.40]. N. Kasa, T. Iida, “Flyback type inverter for small scale photovoltaic power system”, IEEE Conference of the Industrial Electronics Society, Vol. 2, November 2002.

[3.41]. S.B. Kjaer, J.K. Pedersen, F. Blaabjerg, “Power inverter topologies for photovoltaic modules – a review”, IEEE Industry Applications Conference, Vol. 2, October 2002.

[3.42]. Al. Danescu, S. Bucurenciu, St. Petrescu, “Utilizarea energiei solare”, Editura Tehnica, Bucuresti 1980.